RU2286453C2

RU2286453C2 - Method to estimate hydrodynamic connection between wells drilled in hydrogen sulfide containing deposit

Info

Publication number: RU2286453C2
Application number: RU2005103875/03A
Authority: RU
Inventors: Ильдар Зафирович Денисламов (RU); Ильдар Зафирович Денисламов; Фидус Динисламович Шайдуллин (RU); Фидус Динисламович Шайдуллин; Ирик Файрузович Ситдиков (RU); Ирик Файрузович Ситдиков; Аскар Флюрович Аминов (RU); Аскар Флюрович Аминов
Original assignee: Ильдар Зафирович Денисламов; Фидус Динисламович Шайдуллин
Priority date: 2005-02-14
Filing date: 2005-02-14
Publication date: 2006-10-27
Also published as: RU2005103875A

Abstract

FIELD: oil production industry, particularly to prospect and exploit oil, gas and hydrogen sulfide containing deposits.

SUBSTANCE: method involves using hydrogen sulfide indicator, which indicates hydrogen sulfide presence in water to be injected for formation pressure maintaining. H₂S concentration in water to be injected is reduced up to zero value by continuous supply of hydrogen sulfide neutralizer having bactericide properties in water conduit between pumping station and injection well. If hydrogen sulfide concentration in producing well product decreases within predetermined time period after neutralizer supplying in injection well line one may determine that hydrodymanic connection between the wells is perfect.

EFFECT: reduced costs of taken sample analyzing along with increased time of underground well equipment service time, possibility to determine direction of main filtering channel used for water injection in formation and decreased oil field equipment corrosion wear.

1 ex

Description

Предлагаемое изобретение относится к методам наблюдения за движением закачиваемой воды в нефтяных залежах и может быть использовано при разведке и эксплуатации сероводородсодержащих месторождений нефти, газа и воды.The present invention relates to methods for monitoring the movement of injected water in oil deposits and can be used in the exploration and exploitation of hydrogen sulfide-containing oil, gas and water deposits.

Известен способ изучения направлений и скоростей передвижения закачиваемых вод в пределах нефтяной залежи, основанный на сравнительном анализе данных о физико-химическом составе скважинных проб воды за всю историю эксплуатации залежи (Порошин В.Д., Хайнак В.П., Морозов А.Г. Гидродинамические методы контроля за разработкой подсолевых и межсолевых нефтяных залежей. // Изобретения и рацпредложения. - М.: ВНИИОЭНГ. - №3. - С.61-77). Способ требует наличия и сопоставления большого массива данных и не является прямым методом оценки взаимодействия скважин.There is a method of studying the directions and speeds of movement of injected water within an oil reservoir, based on a comparative analysis of data on the physicochemical composition of borehole water samples over the entire history of the exploitation of the reservoir (Poroshin V.D., Khaynak V.P., Morozov A.G. Hydrodynamic methods for monitoring the development of subsalt and intersalt oil deposits. // Inventions and rationalization proposals. - M.: VNIIOENG. - No. 3. - P.61-77). The method requires the availability and comparison of a large array of data and is not a direct method for assessing the interaction of wells.

Известны методы контроля движения пластовой воды путем закачки в пласт воды с радиоактивным или химическим индикатором и слежением за появлением индикатора в добывающих скважинах (Никаноров A.M. Методы нефтепромысловых гидрогеологических исследований. М.: Недра, 1977. С.131-141). Эти методы требуют совершенного технического состояния скважин, исключающие загрязнения поверхностных водоисточников. Другим ограничивающим фактором является то, что индикаторы являются дорогостоящими реагентами и представляют определенную опасность для персонала во время их закачки в пласт.Known methods for controlling the movement of produced water by injecting water into the formation with a radioactive or chemical indicator and monitoring the appearance of the indicator in producing wells (A. Nikanorov. Methods of oilfield hydrogeological research. M .: Nedra, 1977. P.131-141). These methods require perfect technical condition of the wells, eliminating the pollution of surface water sources. Another limiting factor is that indicators are expensive reagents and pose a certain danger to personnel during their injection into the reservoir.

Наиболее близким по техническому решению к заявленному изобретению является способ контроля разработки многопластовых нефтяных месторождений (А.С. №1730442, кл. Е 21 В 47/10, опубл. 1992 г.), заключающийся в поочередной закачке в нефтяные пласты одной залежи через нагнетательную скважину растворов галоидов и нитратов щелочных металлов повышенной концентрации. Для реализации способа необходимо приготовить значительный объем "меченой жидкости" и после ее закачки требуется постоянно отбирать пробы жидкости с добывающих скважин и делать их анализы на дорогостоящем оборудовании.Closest to the technical solution to the claimed invention is a method of controlling the development of multilayer oil fields (AS No. 1730442, class E 21 B 47/10, publ. 1992), which consists in the sequential injection into oil reservoirs of one reservoir through the injection well solutions of alkali metal halides and nitrates of high concentration. To implement the method, it is necessary to prepare a significant amount of "labeled fluid" and after pumping it is required to constantly take fluid samples from production wells and to analyze them using expensive equipment.

Целью предлагаемого к рассмотрению изобретения является уменьшение затрат на проведение анализов отобранных проб с одновременным продлением сроков службы подземного оборудования скважин.The aim of the proposed invention is to reduce the cost of analysis of selected samples while extending the life of underground equipment of wells.

Поставленная цель достигается тем, что в способе оценки гидродинамической связи между скважинами месторождений, включающем закачку в исследуемый пласт через нагнетательную скважину воды с индикатором и фиксирование изменения его концентрации в пробах продукции добывающих скважин, для сероводородсодержащего месторождения в непрерывно закачиваемую в пласт воду с постоянным содержанием сероводорода в качестве индикатора сероводорода постоянно закачивают нейтрализатор сероводорода со свойствами бактерицида с концентрацией, достаточной для удаления всего сероводорода из закачиваемой воды, с помощью дозирующего устройства, установленного на расстоянии нескольких сот метров от устья нагнетательной скважины для обеспечения протекания во времени химической реакции между сероводородом и его нейтрализатором, а о гидродинамической связи между скважинами судят по снижению концентрации сероводорода в пробах продукции добывающих скважин.This goal is achieved by the fact that in the method for assessing the hydrodynamic connection between the wells of the fields, which includes injecting water into the test reservoir through an injection well with an indicator and recording changes in its concentration in production samples of production wells, for a hydrogen sulfide-containing field in water continuously injected into the formation with a constant hydrogen sulfide content as an indicator of hydrogen sulfide, a hydrogen sulfide neutralizer with the properties of a bactericide with a concentration is constantly pumped to remove all hydrogen sulfide from the injected water, using a metering device installed at a distance of several hundred meters from the mouth of the injection well to ensure that a chemical reaction occurs between the hydrogen sulfide and its neutralizer, and the hydrodynamic connection between the wells is judged by the decrease in the concentration of hydrogen sulfide in the samples production wells.

В воду нагнетательной скважины нейтрализатор сероводорода подается с концентрацией, достаточной для удаления всего сероводорода из закачиваемой воды. Освобожденная от сероводорода вода от забоя нагнетательной скважины начнет взаимодействовать с пластовой водой и нефтью, насыщенных сероводородом. В промытых зонах пласта с большой скоростью фильтрации закачиваемая вода без сероводорода минимально поглотит пластовый сероводород и быстро достигнет зону добывающей скважины. Такая добывающая скважина, в которой будет зафиксировано быстрое и значительное снижение содержания сероводорода в ее продукции, будет оценена как имеющая хорошую гидродинамическую связь с нагнетательной скважиной.A hydrogen sulfide neutralizer is supplied to the water of the injection well with a concentration sufficient to remove all hydrogen sulfide from the injected water. Water freed from hydrogen sulfide from the bottom of the injection well will begin to interact with produced water and oil saturated with hydrogen sulfide. In the washed zones of the formation with a high filtration rate, the injected water without hydrogen sulfide will absorb the hydrogen sulfide at the minimum and will quickly reach the zone of the producing well. Such a production well, in which a rapid and significant decrease in the hydrogen sulfide content in its products will be recorded, will be evaluated as having a good hydrodynamic connection with the injection well.

Длительность постоянной подачи нейтрализатора сероводорода в закачиваемую воду определяется двумя факторами:The duration of the constant supply of a hydrogen sulfide neutralizer to the injected water is determined by two factors:

1. Средняя скорость продвижения пластовой воды по продуктивному пласту. Для большинства нефтяных месторождений эта скорость колеблется от нескольких до десятков метров за сутки. Общепринятое расстояние от нагнетательной скважины до добывающей «меченая» вода проходит в среднем за 10-30 суток.1. The average velocity of formation water in the reservoir. For most oil fields, this speed ranges from several to tens of meters per day. The generally accepted distance from an injection well to producing “labeled” water is an average of 10-30 days.

2. Широта поставленных задач исследователя. После обнаружения первой прореагировавшей добывающей скважины для выявления других скважин с худшей гидродинамической связью с нагнетательной скважиной необходимо дополнительное время для подачи в пласт «меченой» воды без сероводорода.2. The breadth of the tasks of the researcher. After the discovery of the first reacted production well, additional time is required to identify “labeled” water without hydrogen sulfide to identify other wells with the worst hydrodynamic connection with the injection well.

Исходя из этого, можно заключить, что длительность подачи нейтрализатора сероводорода равна нескольким неделям. Сколько именно - решает исследователь по ходу получаемых результатов.Based on this, we can conclude that the duration of the feed of the hydrogen sulfide neutralizer is several weeks. How much - the researcher decides in the course of the results.

Реализацию способа рассмотрим на конкретном примере.The implementation of the method will consider a specific example.

В нагнетательные скважины нефтяного месторождения от установки по подготовке нефти и воды поступает сероводородсодержащая вода с концентрацией 50 мг/л. Выбранная для обработки скважина имеет приемистость 200 м³/сут и ежесуточно она вместе с водой принимает 10 кг H₂S. Содержание сероводорода в воде и нефти пяти окружающих добывающих скважин колеблется от 55 до 180 мг/л.Sulfur-containing water with a concentration of 50 mg / l is supplied to the injection wells of the oil field from the oil and water treatment unit. The well selected for processing has an injection rate of 200 m ³ / day and daily, along with water, it receives 10 kg of H ₂ S. The hydrogen sulfide content in the water and oil of the five surrounding producing wells ranges from 55 to 180 mg / l.

Современные комплексные реагенты (нейтрализатор и бактерицид) «Сонцид-8101», «Калан» и «Дарсан» полностью нейтрализуют сероводород при 15 кратном превышении массы нейтрализатора над массой Н₂S. Поэтому за несколько сот метров от устья нагнетательной скважины устанавливается дозирующее устройство (ДУ), подающее в водовод нейтрализатор с дозировкой не менее 150 кг/сут. Определенное расстояние от ДУ до скважины необходимо для протекания во времени химической реакции между сероводородом и ее нейтрализатором.Modern complex reagents (neutralizer and bactericide) Soncid-8101, Kalan and Darsan completely neutralize hydrogen sulfide with a 15-fold excess of the mass of the catalyst over the mass of H ₂ S. Therefore, a metering device (DU) is installed several hundred meters from the mouth of the injection well. ), feed into the conduit neutralizer with a dosage of at least 150 kg / day. A certain distance from the remote control to the well is necessary for a chemical reaction to occur between hydrogen sulfide and its neutralizer over time.

На 2-х добывающих высокообводненных скважинах содержание сероводорода в воде снизилось в 2 и более раза на 15-й и 24-й день с начала непрерывной подачи нейтрализатора в нагнетательную скважину. На остальных трех скважинах содержание H₂S в добываемой продукции не изменилось.At 2 high-watering producing wells, the hydrogen sulfide content in water decreased by 2 or more times on the 15th and 24th day from the beginning of the continuous supply of the neutralizer to the injection well. In the remaining three wells, the content of H ₂ S in the produced products did not change.

Первые две скважины оцениваются как имеющие хорошую гидродинамическую связь с нагнетательной скважиной и рекомендованы для проведения в их призабойных зонах осадкогелеобразующих технологий для снижения проницаемости промытых водой зон.The first two wells are evaluated as having a good hydrodynamic connection with the injection well and are recommended for sedimentation technology in their bottom-hole zones to reduce the permeability of water-washed zones.

По описанному способу последовательно во все нагнетательные скважины подается комплексный реагент, и через несколько месяцев выявляются все гидродинамические связи между нагнетательными и добывающими скважинами.According to the described method, a complex reagent is supplied sequentially to all injection wells, and after a few months all hydrodynamic connections between the injection and production wells are detected.

По сравнению с прототипом способ имеет несколько существенных преимуществ. В прототипе «меченая жидкость» закачивается одномоментно, и для надежной фиксации времени поступления индикатора в добывающую скважину необходимо постоянно отбирать скважинные пробы. По предложенному способу допускается более редкий отбор проб, так как вода без сероводорода постоянно и длительно закачивается в нагнетательную скважину. Полученная со временем картина по снижению H₂S в продукции некоторых добывающих скважин будет по своей длительности сопоставима с временем закачки нейтрализатора. Во-вторых, для определения концентрации сероводорода в воде и нефти не требуется дорогостоящего лабораторного оборудования. Анализы скважинных проб производятся непосредственно в точке их отбора портативным устройством (патент РФ №2181882 от 27 апреля 2002 г.). Действие прибора основано на дегазации пробы жидкости и фиксации массы извлеченного сероводорода стандартной индикаторной трубкой.Compared with the prototype, the method has several significant advantages. In the prototype, “labeled fluid” is pumped simultaneously, and for reliable fixation of the time the indicator arrives at the producing well, it is necessary to constantly take down well samples. According to the proposed method, a rarer sampling is allowed, since water without hydrogen sulfide is continuously and continuously pumped into the injection well. The picture obtained over time on the reduction of H ₂ S in the production of some producing wells will be comparable in its duration with the injection time of the converter. Secondly, expensive laboratory equipment is not required to determine the concentration of hydrogen sulfide in water and oil. Well samples are analyzed directly at the point of sampling by a portable device (RF patent No. 2181882 of April 27, 2002). The operation of the device is based on the degassing of a liquid sample and fixing the mass of the recovered hydrogen sulfide with a standard indicator tube.

В-третьих, при каждой дозировке в нагнетательную скважину комплексного реагента происходит бактерицидная обработка водовода, оборудования нагнетательной скважины, ее призабойной зоны и даже отдаленных - промытых зон пласта. При длительной закачке обработанной воды бактерицидному воздействию подвергается призабойная зона и оборудование добывающих скважин. Все это приводит к снижению коррозии нефтепромыслового оборудования, продлению сроков безаварийной эксплуатации скважин и трубопроводов. Немаловажным является и то, что нейтрализатор подается в водовод дозирующим устройством в автономном режиме без непосредственного участия человека. В отличие от прототипа персонал нефтедобывающего предприятия при работе ДУ не получает вредного воздействия от химического реагента.Thirdly, at each dosage in the injection well of the complex reagent, the bactericidal treatment of the water conduit, the equipment of the injection well, its bottom-hole zone, and even the remote-washed zones of the formation occurs. With prolonged injection of treated water, the bottom-hole zone and the equipment of producing wells are exposed to bactericidal action. All this leads to a decrease in corrosion of oilfield equipment, extension of the trouble-free operation of wells and pipelines. It is also important that the neutralizer is fed into the water pipe by a metering device in an autonomous mode without the direct participation of a person. In contrast to the prototype, the personnel of the oil producing enterprise do not receive harmful effects from the chemical reagent when operating the remote control.

В заявленном изобретении реализован обратный принцип действия - о гидродинамической связи между скважинами свидетельствует не появление (увеличение концентрации) индикатора, а его исчезновение (снижение концентрации). Так как в качестве индикатора выбран агрессивный сероводород, то его снижение в промысловых жидкостях ведет только к положительному техническому и экологическому результату.In the claimed invention, the reverse principle of action is implemented - the hydrodynamic connection between the wells is indicated not by the appearance (increase in concentration) of the indicator, but by its disappearance (decrease in concentration). Since aggressive hydrogen sulfide was chosen as an indicator, its decrease in commercial fluids only leads to a positive technical and environmental result.

Экономическая эффективность от внедрения предложения складывается от продления сроков эксплуатации нефтепромыслового оборудования, принятия своевременных геолого-технических решений и улучшения экологической обстановки при эксплуатации сероводородсодержащих месторождений нефти, газа и воды.The economic efficiency from the introduction of the proposal consists of extending the life of oilfield equipment, making timely geological and technical decisions and improving the environmental situation when operating hydrogen sulfide-containing oil, gas and water deposits.

Claims

A method for assessing the hydrodynamic connection between wells in a field, including injecting water into the test formation through an injection well with an indicator and recording changes in its concentration in production samples of producing wells, characterized in that for a hydrogen sulfide-containing field, water is continuously pumped into the formation with a constant hydrogen sulfide content as an indicator hydrogen sulfide is constantly injected a hydrogen sulfide neutralizer with the properties of a bactericide with a concentration sufficient to remove all its hydrogen sulfide from the injected water, using a metering device installed at a distance of several hundred meters from the mouth of the injection well to ensure the flow of a chemical reaction between hydrogen sulfide and its neutralizer over time, and hydrodynamic coupling between the wells is judged by the decrease in the concentration of hydrogen sulfide in samples of production wells .