Способ выбора химреагента для обработки призабойной зоны скважин Советский патент 1992 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к методам воздействия на призабойные зоны скважин,

Известен способ оценки эффективности обработки призабойной зоны скважин химреагентом, в частности кислотным реагентом, путем анализа данных о забойных давлениях.

Недостатком такого способа является невысокая достоверность, так как уменьшение забойного давления может быть связано не только с эффективностью обработки зз счет химреагента, но и с другими факторами, например удалением механических загрязнений из приэабойной зоны.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому является способ выбора химреагентов для обработки приэабойной зоны скважин, включающий 21 испытание реагента с помощью 21 экспериментальной методики, по результатам которого делается вывод о периодичности реагента для обработки гризабойной зоны скважин.

Перечень необходимых испытаний (методик) для нагнетательных и добывающих скважин нефтяного пласта приведен в таблЛ.

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 химреагента, в качестве свойств пористой среды определяют динамическую пористость m и относящиеся к связанной воде времена релаксации Т, при этом динамическую пористость и относящиеся к связанной воде времена релаксации определяют до гти, Ti и после од, Тг

VI

СО

Ч)

о

ю

введения реагента в образец, по соотношению динамической пористости ma/mi и времен релаксации связанной воды T2/Ti до и после введения реагента в образец определяют пригодность химреагента для обработки призабойной зоны, причем при соотношении m2/mi 1 и T2/Ti 1 выявляют пригодность реагента для обработки нагнетательной скважины, а при соотношении ГП2/ГШ S: 1 и T2/Ti 1 выявляют пригодность реагента для обработки добывающей скважины.

Способ осуществляют следующим образом.

Берут образец пористой среды призабойной зоны (искусственный или естествен- ный), насыщенный водой и нефтью конкретного месторождения. Для этого образца с помощью метода импульсной ЯМР- спектроскопии определяют величину динамической пористости ггм и времена релаксации связанной воды TL 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 т2 и времени релаксации связанной воды в образце Т2. По полученным соотношениям динамической пористости ГП2/ГП1 и времен релаксации связанной воды Ta/Ti производят выбор химреагента.

П р и м е р 1. Реализацию способа проводят на искусственных образцах пористой среды длиной 0,5 м, диаметром 0,013 м, проницаемостью 0,8 мкм. Модели представляют собой стеклянные трубки, набитые молотым кварцевым песком с добавкой глины, карбоната кальция и асфальто-смо- ло-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 вязкостью 5 мПа-с через образец в количестве не менее трех поровых объемов образца. Такой образец, имеющий высокую нефтенасы- щенность, соответствует условиям призабойной зоны добывающих скважин.

Для имитации условий промытой части пласта в призабойной зоне нагнетательных скважин нефть из образца вытесняют закачиваемой водой того же месторождения (ми5 нерализация 130 г/л) до 100%-ной обводненности, выходящей из образца жидкости.

Методом импульсной ЯМ-спектроско- пии определяют величину динамической по0 ристости mi подготовленного образца и времена релаксации Ti, относящиеся к связанной воде.

Далее проводят выбор химреагента из следующего ряда: водный раствор соляной

5 кислоты концентрацией 20 мас.%; водный раствор ПАВ неонола АФэ-12 концентрацией 5 мас.%; толуольная фракция - отход производства каучука; 15%-ный водный раствор аммиака; 0,1%-ный водный раствор по0 лиакриламида; компоэиция СНПХ (на основе ПАВ, углеводорода и кислоты).

Каждый из названных реагентов или составов вводится как в образец призабойной зоны нагнетательной скважины (с низкой

5 нефтенасыщенностью), так и в образец призабойной зоны добывающей скважины (с высокой нефтенасыщенностью). Объем введенных реагентов соответствует порово- му объему образца. Закачанные реагенты

0 выдерживаются в образце без4фильтрации в течение 3 ч, после чего в образцах призабойной зоны нагнетательных скважин производят вытеснение реагентов закачиваемой водой в количестве, равном трем

5 поровым объемам образца, а из образцов призабойной зоны- добывающих скважин производят вытеснение испытываемых хим: реагентов нефтью в таком же количестве. После обработки снова производят измере0 ние величины динамической пористости образца пл2 и измерение времен релаксации Т2, относящихся к связанной воде.

В табл.2 приводятся результаты измерения этих величин до и после обработки

5 образцов химреагентами ( означает присутствие в образце, а отсутствие следующих добавок: АСПО - 5%, карбоната кальция - 2%, глины - 5%).

По полученным отношениям динамиче0 ской пористости образца m2/mi и времен релаксации связанной воды Ta/Ti в табл.2 приводится заключение о пригодности химреагента для обработки призабойной зоны нагнетательных скважин (НС) или добываю5 щих скважин (ДС).

Из табл.2 видно, что 20%ч-ный раствор соляной кислоты эффективен для обработки образцов призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин в том случае,

когда образец содержит добавку карбоната

кальция (опыты 1,3,4 и 8) и неэффективен в образцах, содержащих глину и АСПО.

5%-ный раствор ПАВ неонола АФд-12 показал положительный результат в опытах 9-11.

Толуольная фракция оказалась эффективной для обработки призабойной зоны добывающей скважины на всех образцах, однако в образцах, содержащих добавку АСПО, эффект от применения толуольной фракции оказался выше (больше значения соотношений динамической пористости и времени релаксации связанной воды).

15%-ный водный раствор аммиака показал эффективность в образцах призабойной зоны нагнетательной скважины, содержащих добавку глины.

Результаты, полученные по оценке этих химреактивов с помощью предлагаемого способа по эффективности для обработки 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- жин. Действительно, в результате опытно-промышленных испытаний этого реагента сделан аналогичный вывод.

Опыты 29 - 32 содержат результаты испытания нового химреагента - композиции СНПХ. С помощью предлагаемого способа показано, что разработанная композиция будет эффективна только для обработки призабойной зоны добывающих скважин.

П р и м е р 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 расхода жидкости 67 см /ч с контролем давления нагнетания жидкости в образец.

При оценке эффективности реагента для обработки призабойной зоны нагнетательной скважины снижение давления нагнетания воды в образец свидетельствует об увеличении приемистости образца, т.е. о положительном влиянии реагента на образец. Соответственно при оценке эффективности реагента для обработки призабойной 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 испытаний реагентов на образцах приэабойной зоны, в которых параллельно произведены измерения динамической пористости и времен релаксации связанной воды до и после закачки реагента методом ЯМР, а также замерены 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 т2/пгм 1 и T2/Ti 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 толуольной 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, отличающийся тем, что, с целью упрощения и экспрессности способа, в качестве свойств пористой среды определяют динамическую пористость m и относящиеся к связанной воде времена релаксации Т, при этом динамическую пористость и относящиеся к связанной воде времена релаксации определяют до mi, Ti и после т2, Та введения реагента в образец, по соотношению динамической пористости т2/пи и времен релаксации связанной воды T2/Tt до и после введения реагента а образец определ я ют пригодность химреагента для обработки призабойной зоны, причем при соотношении m2/mi 1 и Ta/Ti S 1 выявляют пригодность реагента для обработки нагнета л ьной скважины, а при соотношении m2/mi st 1 и T2/Ti 1 выявляют пригодность реагента для обработки добывающей скважины.

Таблица 1

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.

Определение растворимости реагентов в пресной и пластовой воде

2Определение поверхностной активности реагента

3Определение краевых углов избирательного смачивания минералов растворами реагента

k Определение эффективности реагента по отмыву пленочной нефти

5Определение эффективности реагента по отмыву асфальтооюлистых и парафиновых отложений

6Определение действия реагента на рео логические свойства нефти и рабочих жидкостей

7Определение действия реагентов на температуру насыщения нефти парафином

8Определение действия реагента на процесс парафиноотложения

9Определение действия реагента на изменение фильтрационных сопротивлени по потенциалам протекания

10Определение действия реагента на процесс дегазации нефти

11- Определение действия реагента на изменение смачиваемости и газонасыщенности пористой среды

12Определение адсорбции и десорбции исследуемых реагентов в статических и динамических условиях

13Оценка влияния реагента на интенсивность электроосмотических процессов

И Определение нефтевытесняющей способно ти

15Определение диффузии реагента из водных растворов в нефть

16: Оценка действия химреагента на набухаемость глины

1 Оценка действия химреагента на набу- хаемость глины по кривым восстановления давления

+

Таблица 3