Способ исследования пласта Советский патент 1989 года по МПК E21B47/00 

Изобретение относится к нефтяной промьшшенности, 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.

Производят подготовку скважины к закачке реагентов. В насосно-компрес- сорные трубы при открытом затрубном пространстве закачивают необходимое количество 20-30%-ной соляной кислоты, после чего туда же закачивают водяной разделительньй буфер в объеме 3-5 м. Затем производят закачку в насосно-компрессорные трубы стехио- метрического по отношению к соляной кислоте количества 25%-ного водного раствора аммиака при открытом .затрубном пространстве. Перекрывают затруб- ное пространство и производят одновреел

со

О)

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 результате реакции между реагентами из окружающих добьгаающих скважин отбирают пробы воды и проводят анализ аа содержание в них индикатора извест- ными способами.

Общую массу закачиваемого индикатора устанавливают исходя из условия возможности его определения в продукции добывающих скважий и рассчитывают по формуле:

, К,(0.5-С,,- С,,,,.)- Qfi-.

-,

где М, ,„ - минимальная масса индикат

АЛ

ра, вводимого в пласт, кг К - коэффициент, учитьгаающий

возможность утечки части раствора индикатора в не

дренируемые объемы пласта; ммкс максимальная концентрация

индикатора, кг/м исс-л. минимальная концентрация индикатора, которая может быть зафиксирована анализом, QJ - дебит скважины по воде.,

м VcyT ; /11 - периодичность отбора проб

из добьшающих скважин,сут, Сущность способа заключается в том, что индикатор получают на забое скважины в результате реакции водными растворами соляной кислоты и аммиака, а выделяющееся при реакции тепло используется для удаления парафиновых и асфальтосмолистых отложений призабойной зоны скважины,

В результате такой реакции, например, между водными растворами соляной кислоты НС1 и аммиака происходит образование хлористого аммония NH4C, и воды по схеме:

Н 01 + NH;, + + Q , (2)/

где Q - тепловой эффект реакции,равный 176,21 кДж/моль соляной кислоты (36,5 г), В расчете на 1 м 20%-ной соляной кислоты тепловой эффект составляет 1060,156-МДж,

Образующийся в результате реакции хлористый аммоний диссоциирован в вод ном растворе:

: NH/ + С1ю

15

)

fO

25

35

45

j

-

Непосредственно индикатором служит ион аммония Ш,

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 при- забойную 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, вьщеляюще- гося в результате реакции.

При использовании раствора кислоты в избытке по отношению к аммиаку непрореагировавшая часть кислоты нагревается и интенсивно растворяет карбонатные породы:

2НС1 + СаСОз C0.j+ H/I.O)

Эти два процесса улучшают фильтрационные характеристики принимающего интервала, позволяя достичь более полного и глубокого проникновения полученного индикатора в исследуемые пласты.

Для получения индикатора во внутри- скважинных условиях применяют 20- 30%-ную соляную кислоту, наиболее широко используемую в нефтепромысловой практике, и 25%-ный раствор аммиака.

Для полного реагирования соляной кислоты и аммиака стехиометрическое соотношение должно составлять на 1 м 20%-ной НС1 - 0,9.3 м 25%-HoroNH40H, а на 1 м 30%-ной НС1 - 1,46 м 25%-ного Ш40 Н, В -первом случае на 1 м соляной .кислоты выделяется 1060,156 МДж тепла, во втором - 1664,6 МДж. Концентрация полученного индикатора в закачанном объеме жидкости состави т соответственно 16,7% и 20,5%,

Избыточный объем кислоты определяется конкретными условиями скважины (глубиной, количеством механических примесей, а также величиной карбонатности слагающих призабойную зону пород). .

Количество тепла, вьщеляющегося в ходе реакции, зависит от концентрации

этих реагентов в растворе, т.е. от их общей массы.

Вьщелившееся в ходе реакции тепло в первую очередь идет на нагрев самих закачанных растворов, в данном случае на нагрев образовавшегося раствора индикатора .

Повышение температуры раствора может быть рассчитано следующим образом:

лс

М р.р«

где ЛНр

р-рч

At

4,19«..1,93 - 10

132 К.

Hj. С р - р«

-тепловой эффект реакции, кДж/м раствора

-теплоемкость раствора, к,Цж/кг -К;

Мр.рд - суммарный объем растворов реагентов, м.

Для 1 м 20%-ной соляной кислоты и 0,93 м раствора аммиака повышение температуры составит:

1060,156 - 10

Для 1 м 30%-ной соляной кислоты и 1,46 м раствора аммиака повьшение температуры достигает:

ut

10 162 к:

4, 2,46.105

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 пласту 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 минимальная,концентрация индикатора, определяемая аналитически, К цссл 0,01 кг/м, К i принят равным 1,2j максимальная концентрация , 100 кг/м. Периодичность отбора проб установлена в 1 сут. Дебит скважины по воде 30 . Отсюда

М

WHK

1800 кг. С некоторым избыт0

5

0

5

0

5

0

5

0

ком (М 2000 кг) при концентрации хлористого аммония 10% в пласт необходимо закачать 20 м раствора индикатора.

Для получения в пластовых условиях 2000 кг необходимо 1308,4 кг (в расчете на основное вещество) или 5,77 м 25%-но- го водного раствора аммиака и 1364 кг НС1 (основного вещества) или 4,0 м 30%-ного водного раствора НС1.

В скважину производят закачку водного раствора кислоты большего объема, чем требует стехиометричес- кое соотношение, для осуществления дополнительного кислотного воздействия на призабойную зону скважины. Для этого закачивают 16 м 30%-ной соляной кислоты в насосно-компрес- сорные трубы при открытом затрубном пространстве, затем - разделительный буфер воды в объеме 4 м, после чего туда же закачивают 6 25%-ного водного раствора аммиака. Закрьтают затрубное пространство. Одновременно в насосно-компрессорные трубы и затрубное пространство закачивают по 20 м 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 добьгеающих скважин и исследуют на наличие в них индикатора.

После введения индикатора приемистость нагнетательной скважины возросла более чем в 4 -раза: со 120 до 500 при одновременном снижении давления закачки с 31 до 20 МПа, 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 внутри- скважинных условиях индикатора по нагнетательной скважине нефтяного

месторождения позволило более качественно произвести исследования процесса вытеснения.

Так, в соответствии с известным способом исследования пласта введенный индикатор бьш 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 добьгоающих скважин, отличающийся тем, что, с целью повьше- ния 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 проведеиия экзотермической реакции между

20-30%-ной соляной кислотой и 25%-ным водным раствором аммиака, закачиваемых в насосно-компрессорные трубы в стехиометрическом соотношении.

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 м³. 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.