Способ исследования пласта

СОВЕТСНИХ ИСТИЧЕСН ЛИН ОЮ 91)4 Е 21 8,грррй-ЛЫ Г:; Ь.г 1(. САНИЕ ИЗОБРЕТЕНИ АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ инстит туш,(57) Изобретениеной пром-сти, Целфективности спосоности более полнокачиваемым индиктермохимическоговых и асфальтосм АНИЯ ПЛАС к нефтяние эфвозмож пласта заится повыш за сче о охват зульта атором в рудаленияолистых от рафин жений ят подгот гентов, В ы при отк е эакачив 20-30%-но Изобретение о ится к нефтянойстности к обласПроизво закачке ре сорные тру пространст количество вку скважины к осно-к промьппленности ытом затрубномают необходимо соляной кисло же эакачиваютный буфер в объеизводят закачкурные трубы стехиоошению к соляной25%-ного водногои открытом эатруберекрывают эатрубпроизводят одновре чег ы, посодянойе 3-5 туд тел м. 3 но-к м пр ресс в н трического по от кислоте раствор ном про ное про оличества аммиака п транстве,транство и ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НОМИТЕТПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТНРЫТИПРИ П(НТ СССР(56) Соколовский Э,В.,Тренчиков Ю,И. Индикатизучения нефтегазоносньИ,: Недра, 1986, с, 18 ти 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 обрапризабойной зоны скважины, При открытом затрубном пространстве (ЗП) в насосно-компрессорные трубы (НКТ) нагнетательной скважины закачивают 20- 30%-ную соляную кислоту и водянойзразделительный буфер в объеме 3-5 м, Затем в НКТ закачивают стехиометрическое по отношению к соляной кислоте количество 26%-ного водного раствора аюиака 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 приэабойной эоны пласта. Приемистость,нагнетательной скважины возрастает более чем в 4 раза, При необходимости разложения карбонатных включений пласта соляную кислоту эакачивают в избытке.1514916 4МН,С 1 " НН + С 1 ,менную закачку необходимого количества воды в затрубное пространство инасосно-компрессорные трубы, Скважину переводят под нагнетание. Послевведения образовавшегося на забоеиндикатора хлористого аммония в результате реакции между реагентами изокружающих добывающих скважин отбира,ют пробы воды и проводят анализ насодержание в них индикатора извест ными способами.Общую массу эакачиваемого индика. тора устанавливают исходя из условиявозможности его определения в продукции добывающих скважий и рассчитыва. -ют по формуле:,ЙОгде М - минимальная масса индикато- минра, вводимого в пласт, кг,К - коэффициент учитывающийвозможность утечки частираствора индикатора В недренируемые объемы пласта,С - максимальная концентрациямакс2индикатора, кг/м фС. - минимальная концентрацияиндикатора, которая можетбыть зафиксирована анализом, кг/мз,- дебит скважины по водем /сут;йс - периодичность отбора пробиэ добывающих скважин,сут, 35Сущность способа заключается втом, что индикатор получают на забоескважины в результате реакции междуводными растворами соляной кислоты иаммиака, а выделяющееся при реакции40тепло используется для удаления парафиновых и асфальтосмолистых отложенийпризабойной эоны скважины,В результате такой реакции, например, между водными растворами соляной 45кислоты НС 1 и аммиака НН ОН происходит образование хлористого аммонияМН,С 1, и воды по схеме;Н С 1 + ИН ОН.фИН С 1 + НО + Я (2)где Я - тепловой эффект реакции,равный 176,21 кДж/моль солянойкислоты (36,5 г),В расчете на 1 мз 20 -ной солянойкислоты тепловой эффект составляет1060,156 МДж,Образующийся в результате реакциихлористый аммоний диссоциирован н водном растворе: Непосредственно индикатором служит4.ион аммония МН, .Водные растворы кислоты и аммиакаможно закачивать в стехиометрическомсоотношении или кислоту в избытке,Данное соотношение выбирается исходяиз конкретных условий: количестваасфальтосмолистых 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 расплавлениеасфальтосмолистых отложений в призабойной зоне за счет тепла, выделяющегося в результате реакции,При использовании раствора кислоты в избытке по отношению к аммиакунепрореагировавшая часть кислоты нагревается и интенсивно растворяеткарбонатные породы: 2 НС 1 + СаСО ъ - СаС 1+ СОг+ НО,(3) Эти два процесса улучшают фильтрационные характеристики принимающегоинтервала, позволяя достичь болееполного и глубокого проникновения полученного индикатора в исследуемыепласты,Для получения индикатора во внутрискважинных условиях применяют 2030 -ную соляную кислоту, наиболеешироко используемую в нефтепромысловой практике, и 25 -ный раствор аммиака,Для полного реагирования солянойкислоты и аммиака стехиометрическоесоотношение должно составлять на 1 м20-ной НС 1 - 0,93 м 25-ного ИН ОН,а на 1 мз 30 -ной НС 1 - 1,46 мз25 -ного ЯКОН, В .первом случае на 1 мсоляной кислоты выделяется 1060,156 МДжтепла, во втором - 1664,6 МДж. Концентрация полученного индикатора взакачанном объеме жидкости составитсоответственно 16,7 и 20,5 ,Избыточный объем кислоты определяется конкретными условиями скважины (глубиной, количеством механических примесей, а также величиной карбонатности слагающих призабойную зону пород).Количества тепла, выделяющегося входе реакции, зависит от концентрации1514 1060 156 10д - -ф ---- 132 К.4,19 ,1,93 10 з25Для 1 мз 307.-ной соляной кислоты и1,46 мэ раствора аммиака повышениетемпературы достигает: 1664 6 - 10 З4,19 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 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.П р и м е р. Закачка индикатора по данному способу осуществляется в скважину нефтяного месторождения,Объем и концентрацию индикатора в водном растворе определяют по Формуле (1). По экспериментальным данным минююальная,концентрация индикатора, определяемая аналитически, К чс= = 0,01 кг/м , Кпринят равным 1,2; максимальная концентрация Сц,=100 кг/м . Периодичность отбора .,проб установлена в 1 сут, Дебит скважины по воде 30 мз/сут, Отсюда 35 40 45 50 55 этих реагентов в растворе, т.е, от ихобщей массы,Выделившееся в ходе реакции теплов первую очередь идет на нагрев самихзакачанных растворов, в данном случаена нагрев образовавшегося раствораиндикатора ИН С 1.Повышение температуры раствора может быть рассчитано следующим образом:,1 Н4 Сгде аН - тепловой эффект реакции,кДж/м раствора,15С- теплоемкость раствора,кДж/кг: К,М , - суммарный объем растворов реагентов, мэ.ДлЯ 1 м 203 нОЙ сОлЯнОЙ кислоты 20и 0,93 м раствора аммиака повышениезтемпературы составит: 916И = 1800 кг, С некоторым избытком (М = 2000 кг) при концентрации хлористого аммония 10 Х в пласт необходимо закачать,20 м раствора индикатора.Для получения в пластовых условиях 2000 кг ИНС 1 необходимо 1308,4 кг ИНОН (в расчете на основное вещество) или 5,77 м 257.-ноэ го водного раствора аммиака и 1364 кг НС 1 (основного вещества) или 4,0 м ЗОБ-ного водного раствора НС 1.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 ЗОЕ-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 257;ногоз 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 ИПа, чего не наблюдается при введении индикатора в пласт известным способом. Это свидетельствует об очистке призабойной зоны отасфальтосмолистых 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 нефтяного1514916 Составитель Ю.ЖуровТехред Л,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, 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 известнымспособом исследования пласта введенный индикатор был зарегистрированв соседней добывающей скважине,расположенной на расстоянии 400 м, через 2 сут. Это свидетельствует о, том,что в данной части залежи имеютсяотдельные высокопроницаемые каналы(трещины) и что закачку воды на данном объекте осуществлять нецелесообразно и необходимо проведение изоляционных работ.формула изобретенияСпособ исследования пласта,включающий получение индикатора вг нагнетательной скважине, оборудованной насосно-компрессорными трубами,закачку его в пласт и отбор проб издобывающих скважин, о т л и ч а ющ и й с я тем, что, с целью повьппения эффективности способа за счетобеспечения более полного охватапласта закачиваемым индикатором врезультате термохимического удаленияпарафиновых и асфальтосмолистых отложений призабойной зоны скважины, получение индикатора в нагнетательнойскважине осуществляют путем проведе ния экзотермической реакции между20-30 -ной соляной кислотой и 257-нымводным раствором аммиака, закачиваемых в насосно-компрессорные трубы встехиометрическом соотношении.