Способ исследования пласта
Изобретение относится к нефтяной промышленности. Цель - повышение эффективности способа за счет возможности более полного охвата пласта закачиваемым индикатором в результате термохимического удаления парафиновых и асфальто-смолистых отложений призабойной зоны скважины. При открытом затрубном пространстве (ЗП) в насосно-компрессорные трубы (НКТ) нагнетательной скважины закачивают 20-30%-ную соляную кислоту и водяной разделительный буфер в объеме 3-5 м<SP POS="POST">3</SP>. Затем в НКТ закачивают стехиометрическое по отношению к соляной кислоте количество 26%-ного водного раствора аммиака и перекрывают ЗП. Одновременно в ЗП и НКТ закачивают воду и продавливают реагенты в пласт. Образовавшийся в результате взаимодействия реагентов хлористый аммоний используют в качестве индикатора. Тепло, полученное от реакции, используют для удаления парафинов и асфальто-смолистых веществ призабойной зоны пласта. Приемистость нагнетательной скважины возрастает более чем в 4 раза. При необходимости разложения карбонатных включений пласта соляную кислоту закачивают в избытке.
СОЮЗ СОВЕТСНИХ
СОЦИАЛ ИСТИЧЕСНИХ
РЕСПУБЛИК (51) 4 Е 21 В 47/00
ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
К А ВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ
g, гррр
1й i! Th)
Г-:;Ь гiCГОСУДАРСТВЕННЫЙ НОМИТЕТ
ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТНРЫТИЯМ
ПРИ ГКНТ СССР
f (21) 4322357/23-03 (22) 02.11.87 (46) 15.10.89, Бюл. 11- 38 (71) Ивано-Франковский институт . нефти и газа (72) А.А.Акульшин, В.В.Бантуш, Ю.А.Зарубин, И,Я.Бойчук, Л.П.Хойская и Я.В.Яцура (53) 622.276(088.8) (56) Соколовский Э.В., Соловьев Г.В., Тренчиков Ю.И. Индикаторные методы изучения нефтегазоносных пластов.
И.: Недра, 1986, с. 18-26, 96. (54) СПОСОБ ИССЛЕДОВАНИЯ ПЛАСТА (57) Изобретение относится к нефтяной пром-сти. Цель — повышение эффективности способа за счет возможности более полного охвата пласта закачиваемым индикатором в результате термохимического удаления парафиновых и асфальтосмолистых отложений
Изобретение относится к нефтяной промьппленности, в частности к области исследования пластов.
Целью изобретения является повышение эффективности способа за счет возможности более полного охвата пласта закачиваемым индикатором в результате термохимического удаления парафиновых и асфальтосмолистых отложений и дополнительного разложения карбонатных включений пласта.
Способ реализуют следующим образом.
„„SU„„1514916 A1
2 призабойной зоны скважины. При открытом затрубном пространстве (ЗП) в насосно-компрессорные трубы (НКТ) нагнетательной скважины закачивают 2030%-ную соляную кислоту и водяной з разделительный буфер в объеме 3-5 м.
Затем в НКТ закачивают стехиометрическое по отношению к соляной кислоте количество 26%-ного водного раствора аю иака и перекрывают ЗП. Одновременно в ЗП и НКТ закачивают воду и продавливают реагенты в пласт.Образовавшийся в результате взаимодействия реагентов хлористый аммоний используют в качестве индикатора. Тепло, полученное от реакции, используют для удаления парафинов и асфальтосмолистых веществ призабойной зоны пласта. Приемистость,нагнетательной скважины возрастает более чем в 4 раза. При необходимости разложения карбонатных включений пласта соляную кислоту закачивают в избытке.
Производят подготовку скважины к закачке реагентов. В насосно-компрессорные трубы при открытом затрубном пространстве закачивают необходимое количество 20-30%-ной соляной кислоты, после чего туда же закачивают водяной разделительный буфер в объез ме 3-5 м. Затем производят э ак ачку в насосно-коипрессорные трубы стехиометрического по отношению к соляной кислоте количества 25%-ного водного раствора аммиака при открытом затрубном пространстве. Перекрывают затрубное пространство и производят одновре1514916 менную закачку необходимого количества воды в затрубное пространство и насосно-компрессорные трубы, Скважину переводят под нагнетание. После введения образовавшегося на забое индикатора хлористого аммония в ре, зультате реакции между реагентами из окружающих добывающих скважин отбира,ют пробы воды и проводят анализ на содержание в них индикатора извест ными способами.
Общую массу эакачиваемого индика.1 тора устанавливают исходя из условия возможности его определения в продук- 15 ции добывающих скважий и рассчитыва ют по формуле: ,f0 где М вЂ” минимальная масса индикато мин ра, вводимого в пласт, кг, К„ коэффициент учитывающий возможность утечки части раствора индикатора в недренируемые объемы пласта, С вЂ” максимальная концентрация нм кс 2 ф индикатора, кг/м
Сцс„„ - минимальная концентрация индикатора, которая может быть зафиксирована анализом, кг/мз; — дебит скважины по воде., м /сут;
D c — периодичность отбора проб иэ добывающих скважин,сут, 35
Сущность способа заключается в том, что индикатор получают на забое скважины в результате реакции между водными растворами соляной кислоты и аммиака, а выделяющееся при реакции .40 тепло используется для удаления пара-. финовых и асфальтосмолистых отложений призабойной эоны скважины, В результате такой реакции, например, между водными растворами соляной 45 кислоты HCl и аммиака NH NH,C), и воды по схеме: Н С1 + ИН,ОН- ИНдС1 + Н О + Я, (2) где Q — тепловой эффект реакции,равный 176,21 кДж/моль соляной кислоты (36,5 г). В расчете на 1 и 20Х-ной соляной кислоты тепловой эффект составляет 1060 156 МДж. Образующийся в результате реакции хлористый аммоний диссоциирован н водном растворе: NH C1 NH„+ С1-. Непосредственно индикатором служит 4ион аммония NH Водные растворы кислоты и аммиака можно закачивать в стехиометрическом соотношении или кислоту в избытке, Данное соотношение выбирается исходя из конкретных условий: количества асфальтосмолистых отложений и механических примесей в призабойной зоне,величины карбонатности слагающих призабойную зону пород и других факторов. При закачке растворов кислоты и аммиака в стехиометрическом соотношении происходит только расплавление асфальтосмолистых отложений в призабойной зоне за счет тепла, выделяющегося в результате реакции. При использовании раствора кислоты в избытке по отношению к аммиаку непрореагировавшая часть кислоты нагревается и интенсивно растворяет карбонатные породы: 2НС1 + CACO > - СаС1 + CO + Н 0,(3) Эти два процесса улучшают фильтрационные характеристики принимающего интервала, позволяя достичь более полного и глубокого проникновения полученного индикатора в исследуемые пласты. Для получения индикатора во внутрискважинных условиях применяют 2030 -ную соляную кислоту, наиболее широко используемую в нефтепромысловой практике, и 25Х-ный раствор аммиака. Для полного реагирования соляной кислоты и аммиака стехиометрическое соотношение должно составлять на 1 м 20Х-ной НС1 — 0,93 м 25Х-ного NH OH, а на 1 мз ЗОХ-ной НС1 — 1,46 мз 25g-ного NH Избыточный объем кислоты определяется конкретными условиями скважины (глубиной, количеством механических примесей, а также величиной карбонатности слагающих призабойную зону пород). Количества тепла, выделяющегося в ходе реакции, зависит от концентрации 1514 1060 156 ° 10 dt - — — — — 132 К. 4,19 ° . ° 1,93 10з Для 1 мз 30Z-ной соляной кислоты и 1,46 мэ раствора аммиака повышение температуры достигает: 1664 6 - 10З 4,19 2,46 10 При таких величинах температуры раствора в призабойной зоне происходит расплавление и удаление парафиновых и асфальтосмолистых отложений и раствор индикатора беспрепятственно продавливается в пласт, также нагревая его. По мере продвижения по плас ту будет происходит охлаждение раствора до пластовой температуры. Таким образом, приведенный расчет показывает, что выделяющегося тепла достаточно для достижения основной цели — очистки призабойной зоны от отложений для более полного охвата пласта индикатором. Пример. Закачка индикатора по данному способу осуществляется в скважину нефтяного месторождения. Объем и концентрацию индикатора в водном растворе определяют по формуле (1). По экспериментальным данным миндальная.концентрация индикатора, определяемая аналитически, К ч с„= = 0,01 кг/м, К „ принят равным 1,2;. максимальная концентрация С„,„„;— 100 кг/м . Периодичность отбора .,проб установлена в 1 сут. Дебит скважины по воде 30 м /сут. Отсюда 40 50 55 этих реагентов в растворе, т.е. от их общей массы. Выделившееся в ходе реакции тепло в первую очередь идет на нагрев самих закачанных растворов, в данном случае на нагрев образовавшегося раствора индикатора NH C1. Повышение температуры раствора может быть рассчитано следующим обра 1 Н 4Г С „М где аН вЂ” тепловой эффект реакции, кДж/мэ раствора, 15 С „ — теплоемкость раствора, кДж/кг: К, М,„ — суммарный объем растворов реагентов, мэ. Для 1 мэ 20Z-ной соляной кислоты 20 и 0,93 м раствора аммиака повышение з температуры составит: 916 И„„„„= 1800 кг. С некоторым избытком (М = 2000 кг) при концентрации хлористого аммония 10Х в пласт необходимо закачать 20 м раствора индикатора. Для получения в пластовых условиях 2000 кг NH 1308,4 кг NH ОН (в расчете на основное вещество) или 3,77 м 25Х-ноэ го водного раствора аммиака и 1364 кг НС1 (основного вещества) или 4,0 м ЗОХ-ного водного раствора НС1. В скважину производят закачку водного раствора кислоты большего объема, чем требует стехиометрическое соотношение, для осуществления дополнительного кислотного воздействия на призабойную зону скважины. Для этого закачивают 16 м ЗОХ-ной соляной кислоты в насосно-компрессорные трубы при открытом затрубном пространстве, затем — разделительный буфер воды в объеме 4 м, после чего туда же закачивают 6 м 25Х-ного з водного раствора аммиака. Закрывают затрубное пространство. Одновременно в насосно-компрессорные трубы и затрубное пространство закачивают по 20 мз воды, после чего в насосно-компрессорные трубы продолжают закачку воды в количестве 10 м . Нагнетательную скважину переводят под закачку. Производят отбор проб воды из продукции добывающих скважин и исследуют на наличие в них индикатора. После введения индикатора приемистость нагнетательной скважины возросла более чем в 4 раза: со 120 до 500 м /сут при одновременном снижении давления закачки с 31 до 20 MIIa чего не наблюдается при введении индикатора в пласт известным способом. Это свидетельствует об очистке призабойной зоны от асфальтосмолистых отложений, механических примесей и растворении карбонатных составляющих пород призабойной зоны скважины. В свою очередь, расширяется область проникновения индикатора в нагнетательной скважине и повышается достоверность информации при исследовании его продвижения в добывающих скважинах. Одновременное воздействие на призабойную зону и получение во внутрискважинных условиях индикатора по нагнетательной скважине нефтяного 1514916 Составитель Ю.Журов Техред Д.Олийнык Корректор С.Шекмар Редактор О.Спесивых Заказ 6205/34 Тираж 514 Подписное ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР 113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5 Производственно-издательский комбинат "Патент", г.ужгород, ул. Гагарина,101 месторождения позволило более качественно произвести исследования процесса вытеснения, Так, в соответствии с известным способом исследования пласта введенный индикатор был зарегистрирован в соседней добывающей скважине,расположенной на расстоянии 400 м, через 2 сут. Это свидетельствует о, том, что в данной части залежи имеются отдельные высокопроницаемые каналы (трещины) и что закачку воды на данном объекте осуществлять нецелесообразно и необходимо проведение изоляционных работ. формула изобретения Способ исследования пласта, включающий получение индикатора в нагнетательной скважине, оборудованной насосно-компрессорными трубами, закачку его в пласт и отбор проб из добывающих скважин, о т л и ч а ю— шийся тем, что, .с целью повышения эффективности способа за счет обеспечения более полного охвата пласта закачиваемым индикатором в результате термохимического удаления парафиновых и асфальтосмолистых отложений призабойной зоны скважины, получение индикатора в нагнетательной скважине осуществляют путем проведе15 ния экзотермической реакции между 20-30 -ной соляной кислотой и 25 -ным водным раствором аммиака, закачиваемых в насосно-компрессорные трубы в стехиометрическом соотношении.
