Способ выбора химреагента для обработки призабойной зоны скважин

Способ выбора химреагента для обработки призабойной зоны скважин

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

Сущность изобретения: на образце горной породы определяют динамическую пористость m и относящиеся к связанной воде времена релаксации Т. Определения проводят до mi, Ti и после ma, T2 введения реагента в образец. Химреагент пригоден для нагнетательной скважины при условии ma/mi 1 и Ta/Ti Ј 1. Химреагент пригоден для добывающей скважины при условии ma/mi Ј 1 иТ2/Т1 1.3 табл.

союз советских

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (я)5 Е 21 В 43/22

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

1. (21) 4691261/03 (22) 16.05.89 (46) 07.06.92. Бюл. N. 21 (71) Научно-производственное обьединение по химизации технологических процессов в нефтяной промышленности "Союзнефтепромхим (72) С,Н;Головко, Ю.С.Вайсман и Т.А.Захарченко (53) 622,276 (088.8) (56) Пирсон С,Д. Учение о нефтяном пласте. Гостоптехиздат, 1961.

Руководство по тестированию химических реагентов для обработки призабойной зоны пласта Добывающих и нагнетательных скважин. РД 39-3-1273-85. M. ВНИИ, 1985. е

Изобретение .относйтся к нефтяной промышленности, в частности к методам воздействия на приэабойные зоны скважин,.

Известен способ оценки эффективности обработки призабойной зоны скважин химреагентом, в частности кислотным реа. гентом, путем анализа данных о забойных давлениях. .Недостатком такого способа является невысокая достоверность, так как уменьшеwe звбойного давления может быть связано не только с эффективностью обработки зв счет химреагентв, но и с другими факторами, например удалением механических загрязнений иэ приэабойной зоны.

Наиболее близким по технической сущЙости и достигаемому результату к предлагаемому я вл я ется способ выбора химреагентов для обработки приэабойной зоны скважин, включающий 21 испытание реагента с помощью 21 экспериментальной методики, по результатам которого делает Ы 1739012 А1 (54) СПОСОБ ВЫБОРА ХИМРЕАГЕНТА

ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ

СКВАЖИН

{57) Сущность изобретения: на образце горной породы определяют динамическую пористость m и относящиеся к связанной воде времена релаксации Т. Определения проводя1 до m1, Т1 и после mz, Т введения реагента в образец, Химреагент пригоден для нагнетательной скважины при условии вг/m» 1 и Tz/Т1 < 1. Химреагент пригоден для добывающей скважины при условии

mz/е1 Й 1 иТ2/Т1> 1. Зтабл. ся вывод о периодичности реагента для обработки призабойной зоны скважин.

Перечень необходимых испытаний {методик) для нагнетательных и добывающих скважин нефтяного пласта приведен в табл 1.

Недостатками известного способа являются его сложность, необходимость использования большого количества оборудования, длительное время осуществления способа и большие трудозатраты.

Целью изобретения является упрощение и экспрессивность способа.

Поставленная цель достигается тем, что согласно способу, включающему определение свойств образца пористой среды при введении в него химревгента, в качестве свойств пористой среды определяютдинамическую поривтость m и относящиеся к связанной воде времена релаксации Т, при этом динамическую пористость и относящиеся к связанной воде времена релакса-. ции определяют до пц, Т1 и после Al2, Т2

1739012 стью 5 мПа.с через образец в количестве не 55 менее трех поровых обьемов образца. Такой образец, имеющий высокую нефтенасыщен ность, соответствует условиям призабойной зоны добывающих скважин. введения реагента в образец, по соотношению динамической пористости гп2/m> и времен релаксации связанной воды Т2/Т1 до и после введения реагента в образец определяют пригодность химреагента для обработки призабойной зоны, причем при соотношении mz/m» 1 и Т2/Т1 1 выявляют пригодность реагента для обработки нагнетательной скважины, а при соотношении mz/m> = 1 и Т /Т» 1 выявляют пригодность реагента для обработки добывающей скважины.

Способ осуществляют следующим образом.

Берут образец пористой среды приэабойной зоны (искусственный или естественный), насыщенный водой и нефтью конкретного. месторождения. Для этого образца с помощью метода импульсной ЯМРспектроскопии определяют величину динамической пористости а1 и времена релаксации связанной воды Т1. После этого в образец вводят испытываемый химреагент, вытесняют его закачиваемой водой конкретного месторождения (для образцов призабойной зоны нагнетательных скважин) или нефтью. (для добывающих скважин) и опять производят определение динамической пористости образца в2 и времени релаксации связанной воды в образце Tz. По полученным соотношениям динамической пористости mz/m3 и времен релаксации связанной воды Tz/Т производят выбор химреагента.

Пример 1. Реализацию способа проводят на искусственных образцах пористой среды. длиной 0,5 и, диаметром 0,013 м, проницаемостью 0,8 мкм . Модели представляют собой стеклянные трубки, набитые молотым кварцевым песком с добавкой глины, карбоната кальция и асфальта-смоло-парафиновых отложений (АСПО) в количестве, соответствующем реальному содержанию этих компонентов в призабойной зоне скважины. В нашем случае величина добавок составляет в среднем, мас.% ко всей насыпной массе. АСПО 5; карбонат кальция 2; глина 5.

Параметры моделей приведены в табл.2.

Подготовка образца: модель пористой среды нефтяного пласта насыщают пластовой водой с минерализацией 270 г/л, Затем проводят прокачку нефти вязко10

Для имитации условий промытой части пласта в призабойной зоне нагнетательных скважин нефть из образца вытесняют. закачиваемой водой того же месторождения (минерализация 130 г/л) до 100%-ной обводненности, выходящей из образца жидкости.

Методом импульсной ЯМ-спектроскопии определяют величину динамической пористости rrii подготовленного образца и времена релаксации Т, относящиеся к связанной воде.

Далее проводят выбор химреагента из следующего ряда: водный раствор соляной кислоты концентрацией 20 мас.%; водный раствор ПАВ неонола АФ9-12 концентрацией 5 мас.%, толуольная фракция †. отход производства каучука; 15%-.íûé водный раствор аммиака; 0,1%-ный водный раствор полиакриламида; композиция СНПХ (на основе

ПАВ, углеводорода и кислоты).

Каждый из названных реагентов или составов вводится как в образец приэабойной зоны нагнетательной скважины (с низкой нефтенаеыщенностью), так и в образец призабойной зоны добывающей скважины

{с высокой нефтенасыщенностью). Объем введенных реагентов соответствует noposoму объему образца. Закачанные реагенты выдерживаются в образце без.фильтрации в течение 3 ч, после чего в образцах призабойной зоны нагнетательных скважин производят вытеснение реагентов эакачиваемой водой в количестве, равном трем поровым объемам образца, а из образцов приэабойной зоны .добывающих скважин производят вытеснение испытываемых химреагентов нефтью в таком же количестве.

После обработки снова производят измерение величины динамической пористости Образца гл2 и измерение времен релаксации

Tz, ОтносЯщихсЯ к связанной воде.

8 табл.2 приводятся результаты измерения этих величин до и после обработки образцов химреагентами (знак "+" означает присутствие в образце, а знак "-" отсутствие следующих добавок; ACflO-5%, карбоната кальция — 2%, глины — 5%)..

По полученным отношениям динамической пористости образца mz/m1 и времен релаксации связанной воды Т /Т1 в табл.2 приводится заключение о пригодности химреагента для обработки призабойной зоны нагнетательных скважин (НС) или добывающих скважин (ДС).

Иэ табл.2 видно, что 20%-ный раствор соляной кислоты эффективен для обработки образцов призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин в том случае, когда образец содержит добавку карбоната 1739012 кальция {опыты 1, 3, 4 и 8) и неэффективен в образцах, содержащих глину и АСПО.

5%-ный раствор ПАВ неонола A©g-12 показал положительный результат в опытах

9-11. 5

Толуольная фракция оказалась эффективной для обработки призабойной зоны добывающей скважины на всех образцах, однако в образцах, содержащих добавку

АСПО, эффект от применеиия толуольной 10 фракции оказался выше (больше значения соотношений динамической пористости. и времени релаксации связанной воды).

15%-ный водный раствор аммиака показал эффективность в образцах призабой- 15 ной зоны íàfíåòàòåëьной скважины, содержащих добавку глины, Результаты, полученные по оценке этих . химреактивов с помощью предлагаемого способа по эффективности для обработки 20 призабойной зоны скважины, вполне коррелируют с известными данными.

Опыты 27-.28 показывают, что 0;.1 %-ный водный раствор полиакриламида неэффективен для обработки призабойных зон сква- 25 жин. Действительно, в результате опытно-промышленных испытаний этого реагента сделан аналогичный вывод.

Опыты 29 — 32 содержат результаты испытания нового химреагента — компози- 30 ции СНПХ. С помощью предлагаемого спо. соба показано, что разработанная композиция будет эффективна только для обработки призабойной зоны добывающих скважин. 35

Пример 2. Для оценки эффективности призабойной зоны скважин используют.естественные образцы (керн, отобранные из пласта) диаметром 25 мм и высотой 30 мм, Опыт проводят в режиме постоянного рас- 40 хода жидкости 67 см /ч с контролем давления нагнетания жидкости в образец.

При оценке эффективности.реагента для обработки приэабойной зоны нагнетательной скважины снижение давления на- 46 гнетания воды в образец свидетельствует. об увеличении приемистости образца. т.е. о положительном влиянии реагента на образец. Соответственно при оценке эффективности реагента для обработки призабойнэй 50 зоны добывающей скважины снижение давления нагнетания нефти в образец свидетельствует об увеличении продуктивности добывающей скважины, т.е. о положительном влиянии реагента на призабойную зону добывающей скважины.

В табл.3 приведены результаты испыта..ний реагентов на образцах приэабойной эоны, в которых параллельно произведены измерения.динамической пористости и времен релаксации связанной воды до и после закачки реагента методом ЯМР,.а также за-,. мерены давления закачки воды (для образца нагнетательной скважины) и нефти (для добывающей скважины) также до и после реагента, Как видно из табл.3, соляная кислота эффективна для обработки призабойной зоны нагнетательной скважины, представленной образцом 1 как по результатам предлагаемого способа е2/пц> 1 и

Т2/Т1< 1, так и по результатам замера давления нагнетания воды в образец — давление нагнетания снижается в результате обработки образца соляной кислотой.

Аналогично коррелируют результаты по эффективности толуольнрй фракции для обработки призабойной. зоны добывающей скважины, представленной образцом.

Формула изобретения

Способ выбора химреагента для обработки призабойной зоны скважин, включающий определение свойств образца пористой среды при введении в него химреагента,отл ичающийсятем;что,сцелью упрощения и экспрессности способа, в качестве свойств пористой среды определяют динамическую пористость в и относящиеся к связанной воде времена релаксации Т, при этом цинамическую пористость и относящиеся к связанной воде времена релакса- .. ции определяют до а1, Т1. и после в2, Т2 введения реагента а образец,. по соотношению динамической пористости mz/пц и времен релаксации связанной воды T2/Т1 до и после введения реагентав образец определяют пригодность химрвагента для обработки призабойной зоны, причем при соотношении mi/mq> 1 и Т2/Ть S 1 выявляют пригодность реагента для обработки: нагнетальной скважины; а при соотношении mz/в 1 и Т2/Т > 1 выявляют пригодность реагента для обработки добывающей скважины.

1739012

Таблица1

3 Определение краевых углов избиратель"

11 - Определение действия реагента на из"

t6 Оценка действия химреагента на иабухаемость глины

5

6 ред л. р с. р пресной и пластовой -воде

Определение поверхностной активности реагента ного смачивания минералов растворами реагента

Определение эффективности реагента по .отмыву пленочной нефти

Определение эффективности реагента по отмыву асфальтосмолистых и парафиновых отложений

Определение действия реагента на рео» логические свойства нефти и рабочих жидкостей

Определение действия реагентов на температуру. насыщения нефти парафином

Определение действия реагента на процесс парафиноотложения

Определение действия реагента на. изменение фильтрационных сопротивлений по потенциалам протекания

Определение действия реагента на процесс дегазации нефти менение смачиваемости и газонасыщенности пористой среды

Определение адсорбции и десорбции исследуемых реагентов в статических и динамических условиях

Оценка влияния реагента на интенсив" ность электроосмотических процессов.ОпреДеление нефтевытеснявщей способности

Определение диффузии реагента из водных растворов в нефть

Оценка действия химреагента на набухаемость глины по кривым,восстановления давления

Продолжение табл.1

1739012

Ю

Ю Ю

\»»Ююю 9

18 Определение совместимости реагента с пластовыми водами

Определение. действия реагента на образо.вание и разрушение водонефтяных эмульсий

Определение влияния реагента на жизнедеятельность сульфатвосстанавлива)ощих

20 бактерии

21 Определение коррозионной активности реагента

ЮЮ

Тв 8лмц а 2 барометры образца

Динвннквская >lop»c» тость образца,S

Время релаксации свяввнной воды, нс

T0/T9 Вам!вы>вняв о прм. годности ревгента

° НС и ДС

ВВе >9> присутствие добавок

Нефтенвсыценностьь, 2 после обра" ботки после обработ кн до обработки йо обработки

AC(30 Карбо Г>9>на мат кальция

42

89

93

98

114

Соляная кислота (202-ный раствор) 62 72 60

+ .64 48 31

+ 62 . 64. 39

70 . 76 98

+ 71 60 77

70 70 98

72 72 96 ййВ неонол АФ 12 (52-ный раствор) 0

60 60 60:

+ 63 63 62

+ 72 72 . 78

74 . . 74 96

74 74 102

+ . 70 .70 104

Толуольнвя фракция

61 61 58

+ 62 62 .. 31 °

72 84 ° 98

71 73 80

72 72 . 82

+ 70 82 98

152»мый водный раствор аммиака

+ 62 72 34

64 64 : 62

73 73 104 .

70 70 91

+ 71. .78 45

+ 72 76 100

О, 14-ный раствор полиакриламида

64 48 72

+ 71 59 103

Композиция СНОХ

+ . 63

+. 73

0,70 ! >29

0,St .

1>2!

1 00

1 ° 19

1 10

2 12

4 ° 18

3 82

7 79

8 80

1,16

0,75

1 ОЗ

1,09

0,84 . l>,O0 .

1,00 дрнгцдем НС

Не пригоден

Пригоден НС

«н»

Нв пригоден

«11»

9 10

1О 11

ll 80 .

1 >70

1,S2

1,27

1 00

0>80

0,87

ВВ

1 00

1,0О

1,00

1,00

1,00

102

113

99

96.

82

«1>«

«ВВ»

12 80.

13 76 +

14 78 +

Нв пригоден

«1>»

»>L

15 12

16 .10

3 7 80

1S 77

19 77

20 Sl

1,67

3,16

В

3>50 .

1,50 !.70

l.54

3,00

l 00

1,!7

1,00

1,00

1 17

Нрнгоден ))C

«11»

97

98

147

139 . 151

К В»»

«1>»

ВВ«

2l

56

82

32

О >62

0;90

О 77

0190.

017!

0„S3

Ормгоден ЯС

Не пригоден

21 12

22 12

23 . 81

24 ° 77

25 79

26 . 78

1,16

1!00

1,00

1,00

1 30

1>06

«1>»

>1»

Ирмгодви НС

106

Нв мригодем

27 11

28 79

1 ° 47

1 06

0,75

0,83

t .+

1В.

109

97

92

146

l,94

1 92

1>51

1 54 йригоден ДС

«>В»

«1>»

29 10

64 50

66 48

80:97

82 -. . 78

1 03

I>o5

1 14 l !2

30 10

33 82 . +

120

32 80

ВВ

1739012

Таблица 3

Иссл вдув- ИсследуеммЯ обрв- мыЯ реагент зе4

Давление нагнетания жи кости Mlle

Время релаксации, мс

Заключение об эффективности

Динамиче. скан пористость, ф до реэгентэ после реЭгвн га

ОбрэзеЦ нэ» Соляная кис гнвтэтельноЯ лота, 20$ скээжиню - раствор

N mmi.16

17 -0,80

0,96. Эффективен- увеличивает приеми- . стость

Эффективен-увеличивает продуктив. ность

Обрэзеи до- Толуольнэя бЫЕЭЮЩвра фРЭКЦИЯ . сквэжинм 1,38 у 1,®

1,07.-р- * 3,35

104

Составитель Ю,Кузьмине

Техред М.Моргентвл Корректор О.КрэвЧоев

РЕДЭКТОр СЛаЕКЭрь

Йраиаааратаанна иааатальакиа камбинат "Патант", г. Ужнтрац, ул,Гагарина, трт

Зэквз ОФ Тираж . Подписное

ВНИИХИ Государственного комитета по изобретениям и открмтиям при ГКНТ СССР

113035, Москве; Ж-Зб, Рэушскэя небит 4/6