Способ контроля качества обработки пласта Советский патент 1991 года по МПК E21B43/00 

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, преимущественно к способам контроля за обработкой пластов реагентами.

Целью изобретения является повышение 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 концентрации индикаторов в эталонных растворах, приготовленных на пластовой воде соответствующих скважин. Затем определяют 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 обо- .рудование (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.

СО

С

Оч

о со ю со

о

Проводят последовательную закачку в пласт порций водонефтяной эмульсии с одним индикатором и пор ций 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 V определяют по формуле

v /c(t)Q(t)dt,

где C(t) - концентрация индикатора в 1-й период времени, кг/м3;

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.

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

0 индикаторов. Необходимым условием применения любых индикаторов должна быть совместимость их между собой. При этом концентрация радиоактивных индикаторов в исходных растворах должна обеспечивать

5 санитарные нормы безопасных условий труда

В качестве химических индикаторов рекомендуется использовать флуоресцин, нитрат аммония, карбамид и тиокарбамид.

0 Требованиям совместимости и возможности дифференцированного определения незначительной адсорбции в пласте и стабильности в пластовых условиях отвечают следующие композиции химических инди5 каторов: нитрат аммония -флуоресцин, чит- рат аммония - карбамид, нитрат аммония - тиокарбамид.

При использовании химических индикаторов их содержание в пробах воды из пла0 ста определяют по зависимости оптической плотности (для карбамида, тиокарбамида и нитрата аммония) или интенсивности флуоресценции (для флуоресцеина) эталонных растворов от концентрации индикаторов.

5 По этим данным строят калибровочные кривые, по которым определяют концентрацию индикаторов в пробах воды из пласта.

Оптическую плотность и флуоресценцию растворов определяют с помощью фо0 тометра. При использовании лабораторного фотометра ЛМФ-72 оптическую плотность растворов карбамида определяют со светофильтром 420 нм, нитрата аммония - 480 нм, интенсивность флуоресценции - со свето5 фильтром 490 нм.

Данный способ в отличие от известного позволяет контролировать вынос из пласта не только разложившейся на фазы, но и стабильной (неразложившейся) ВНЭ. Кроме то0 го, 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 при5 чинами: отсутствием выноса эмульсии или выносом неразложившейся эмульсии.

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

Пример 1. В две скважины закачивают соответственно 110 и 27 м водонефтяной эмульсии с эмульгатором- стабилизатором ЭС-2 и индикатором карбамидом во внутренней водной фазе. Концентрация индикатора в воде в процессе приготовления ВНЭ составляет соответственно 58 и 130 г/л. В скважины закачивают по 7 м3 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 м3 (вторая скважина) гелеоб- разующего 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 карбамида 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 Аи В. Поддержание пластового давления в этой зоне осуществляют путем закачки воды в нагнетательную скважину. Приемистость скважины 500 МЗ/СУТ.

В табл.3 приведены геолого-технические данные по скважинам А и В в период проведения рэбот по трассированию фильтрационных потоков индикатором карбами- 5 дом.

В нагнетательную скважину закачивают 10 м3 водного раствора индикатора (карбамида) при концентрации 500 л/г. Контроль за выносом индикатора проводят по добы- 0 вающим скважинам А и В в течение 250 сут.

В табл.4 приведена интерпретация результатов исследований.

Движение индикатора к скважинам Л и В Происходит раздельно по высоко- и 5 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. Независи- 0 мо от потерь индикатора в пласте за счет адсорбции, а также оттока его в законтурную зону небольшие порции меченой жидкости достигли забоев добывающих скважин по отдельным фильтрационным 5 каналам, объем и производительность которых рассчитывают с учетом общего количества закачанного и вынесенного индикатора и других данных.

0П р и м е р 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 установле5 ния потокоотклоняющего барьера между нагнетательной и обводненными добывающими скважинами и увеличения охвата пласта заводнением.

В нагнетательную скважину заплани0 рована закачка 400 м водонефтяной эмульсии с целью регулирования фильтрационных потоков по пласту к скважинам А и В и снижения обводненности продукции этих скважин.

5 Для контроля качества обработки пласта по данному способу операции выполняет в следующей последовательности.

В 150 м воды, используемой для приготовления ВНЭ, растворяют 15000 кгиндика0 тора нитрата аммония. Готовят 30 м3 водного раствора другого индикатора - кар-. бамида. Для этого в 30 м пресной воды растворяют 3000 кг индикатора и 450 кг карбоксилметилцеллюлозы для загущения

5 раствора до вязкости, равной вязкости ВНЭ. Готовят 250 м3 дегазированной нефти для приготовлена эмульсии. Соединяют два насосных агрегата через гидравлический смеситель с устьем скважины нагнетательной скважины и останавливают ее.

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 м3. В промежутке между каждой из порций ВНЭ закачивают по 10 м3 водного раствора индикатора карбамида с КМ Ц (всего 3 порции раствора).

После закачки ВНЭ в пласт в добывающих скважинах проводят контроль за выносом эмульсии в окружающих добывающих скважинах Аи В путем отбора устьевых проб и определения в них индикаторов,

По результатам контроля за выносом индикаторов карбамида (из порций водного 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).

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

Предлагаемый способ контроля качества обработки пласта гидрофобной водонеф- тяной 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, отличающий - с 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.

Таблице t

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 вязко- стью, 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.

Добываю-Качество обработки пласта обусщаяловлено1

выносом ВНЭ из пласта

временным блокированием зон пласта перед проведением направленной кислотной обработки

очисткой призабойной зоны пласта эмульсией и др.

Нагнетатель- Качество обработки обусловлено: наястабильностью и отсутствием

прорыва ВНЭ в добывающие

скважины

закачкой в пласт оторочек

ВНЭ для вытеснения нефти

или регулирования заводнения

ТвблицаЗ

0-50-5

6-1000-5

6-1006-100

ОО

55

Необходимо перед обработкой уменьшить вязкость и стабильность ВНЭ

ВНЭ практически не выносится, обработка некачественнаяВНЭ выносится в стабильном виде, обработка качественная

ВНЭ выносится в разложившемся виде, обработка качественная

ВНЭ не выносится, обработка качественная

ВНЭ выносится . стабильной Пю° УвеЛИЧИ

виде,обработка некачест- Вгм

венная

ВНЗ выносится в разложив- Необходимо увеличить ма

шемся виде, обработка не- кость и стабильность ВНЭ

качественная

Таблица 2

ТаблицаБ

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