SU1739012A1 - Способ выбора химреагента дл обработки призабойной зоны скважин - Google Patents

Abstract

Сущность изобретени : на образце горной породы определ ют динамическую пористость m и относ щиес  к св занной воде времена релаксации Т. Определени  провод т до mi, Ti и после ma, T2 введени  реагента в образец. Химреагент пригоден дл  нагнетательной скважины при условии ma/mi 1 и Ta/Ti Ј 1. Химреагент пригоден дл  добывающей скважины при условии ma/mi Ј 1 иТ2/Т1 1.3 табл.

Description

Изобретение относитс  к нефт ной промышленности, в частности к методам воздействи  на призабойные зоны скважин ,

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

Недостатком такого способа  вл етс  невысока  достоверность, так как уменьшение забойного давлени  может быть св зано не только с эффективностью обработки зз счет химреагента, но и с другими факторами , например удалением механических загр знений из приэабойной зоны.

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

Перечень необходимых испытаний (методик ) дл  нагнетательных и добывающих скважин нефт ного пласта приведен в таблЛ.

Недостатками известного способа  вл ютс  его сложность, необходимость использовани  большого количества оборудовани , длительное врем  осуществлени  способа и большие трудозатраты.

Целью изобретени   вл етс  упрощение и экспрессивность способа.

Поставленна  цель достигаетс  тем, что согласно способу, включающему определение свойств образца пористой среды при введении в него химреагента, в качестве свойств пористой среды определ ют динамическую пористость m и относ щиес  к св занной воде времена релаксации Т, при этом динамическую пористость и относ щиес  к св занной воде времена релаксации определ ют до гти, Ti и после од, Тг

VI

СО

Ч)

о

ю

введени  реагента в образец, по соотношению динамической пористости ma/mi и времен релаксации св занной воды T2/Ti до и после введени  реагента в образец определ ют пригодность химреагента дл  обработки призабойной зоны, причем при соотношении m2/mi 1 и T2/Ti 1 вы вл ют пригодность реагента дл  обработки нагнетательной скважины, а при соотношении ГП2/ГШ S: 1 и T2/Ti 1 вы вл ют пригодность реагента дл  обработки добывающей скважины.

Способ осуществл ют следующим образом .

Берут образец пористой среды призабойной зоны (искусственный или естествен- ный), насыщенный водой и нефтью конкретного месторождени . Дл  этого образца с помощью метода импульсной ЯМР- спектроскопии определ ют величину динамической пористости ггм и времена релаксации св занной воды TL После этого в образец ввод т испытываемый химреагент, вытесн ют его закачиваемой водой конкретного месторождени  (дл  образцов призабойной зоны нагнетательных скважин) или нефтью (дл  добывающих скважин) и оп ть производ т определение динамической пористости образца т2 и времени релаксации св занной воды в образце Т2. По полученным соотношени м динамической пористости ГП2/ГП1 и времен релаксации св занной воды Ta/Ti производ т выбор химреагента.

П р и м е р 1. Реализацию способа провод т на искусственных образцах пористой среды длиной 0,5 м, диаметром 0,013 м, проницаемостью 0,8 мкм. Модели представл ют собой стекл нные трубки, набитые молотым кварцевым песком с добавкой глины, карбоната кальци  и асфальто-смо- ло-парафиновых отложений (АСПО) в количестве , соответствующем реальному содержанию этих компонентов в призабойной зоне скважины. В нашем случае величина добавок составл ет в среднем, мас.% ко всей насыпной массе: АСПО 5; карбонат кальци  2; глина 5.

Параметры моделей приведены в табл.2.

Подготовка образца: модель пористой среды нефт ного пласта насыщают пластовой водой с минерализацией 270 г/л. Затем провод т прокачку нефти в зкостью 5 мПа-с через образец в количестве не менее трех поровых объемов образца. Такой образец, имеющий высокую нефтенасы- щенность, соответствует услови м призабойной зоны добывающих скважин.

Дл  имитации условий промытой части пласта в призабойной зоне нагнетательных скважин нефть из образца вытесн ют закачиваемой водой того же месторождени  (ми5 нерализаци  130 г/л) до 100%-ной обводненности, выход щей из образца жидкости .

Методом импульсной ЯМ-спектроско- пии определ ют величину динамической по0 ристости mi подготовленного образца и времена релаксации Ti, относ щиес  к св занной воде.

Далее провод т выбор химреагента из следующего р да: водный раствор сол ной

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

Каждый из названных реагентов или составов вводитс  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 выдерживаютс  в образце без4фильтрации в течение 3 ч, после чего в образцах призабойной зоны нагнетательных скважин производ т вытеснение реагентов закачиваемой водой в количестве, равном трем

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

В табл.2 привод тс  результаты измерени  этих величин до и после обработки

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

По полученным отношени м динамиче0 ской пористости образца m2/mi и времен релаксации св занной воды Ta/Ti в табл.2 приводитс  заключение о пригодности химреагента дл  обработки призабойной зоны нагнетательных скважин (НС) или добываю5 щих скважин (ДС).

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

когда образец содержит добавку карбоната

кальци  (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.

Толуольна  фракци  оказалась эффективной дл  обработки призабойной зоны добывающей скважины на всех образцах, однако в образцах, содержащих добавку АСПО, эффект от применени  толуольной фракции оказалс  выше (больше значени  соотношений динамической пористости и времени релаксации св занной 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 дл  обработки призабойной зоны скважины, вполне коррелируют с известными данными.

Опыты 27-28 показывают, что 0,1 %-ный водный раствор полиакриламида неэффективен дл  обработки призабойных зон сква- жин. Действительно, в результате опытно-промышленных испытаний этого реагента сделан аналогичный вывод.

Опыты 29 - 32 содержат результаты испытани  нового химреагента - композиции СНПХ. С помощью предлагаемого способа показано, что разработанна  композици  будет эффективна только дл  обработки призабойной зоны добывающих скважин.

П р и м е р 2. Дл  оценки эффективности призабойной зоны скважин используют естественные образцы (керн, отобранные из пласта) диаметром 25 мм и высотой 30 мм. Опыт провод т в режиме посто нного расхода жидкости 67 см /ч с контролем давлени  нагнетани  жидкости в образец.

При оценке эффективности реагента дл  обработки призабойной зоны нагнетательной скважины снижение давлени  нагнетани  воды в образец свидетельствует об увеличении приемистости образца, т.е. о положительном вли нии реагента на образец . Соответственно при оценке эффективности реагента дл  обработки призабойной зоны добывающей скважины снижение давлени  нагнетани  нефти в образец свидетельствует об увеличении продуктивности

добывающей скважины, т.е. о положительном вли нии реагента на призабойную зону добывающей скважины.

В табл.3 приведены результаты испытаний реагентов на образцах приэабойной зоны , в которых параллельно произведены измерени  динамической пористости и времен релаксации св занной воды до и после закачки реагента методом ЯМР, а также замерены давлени  закачки воды (дл  образца нагнетательной скважины) и нефти (дл  добывающей скважины) также до и после реагента .

Как видно из табл.3, сол на  кислота

эффективна дл  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 давлени  нагнетани  воды в образец - давление нагнетани  снижаетс  в результате обработки образца сол ной кислотой.

Аналогично коррелируют результаты по эффективности толуольной фракции дл  обработки призабойной зоны добывающей скважины, представленной образцом.

Claims (1)

1. Формула изобретени  Способ выбора химреагента дл  обработки призабойной зоны скважин, включающий определение свойств образца пористой среды при введении в него химреагента , отличающийс  тем, что, с целью упрощени  и экспрессности способа, в качестве свойств пористой среды определ ют динамическую пористость m и относ щиес  к св занной воде времена релаксации Т, при этом динамическую пористость и относ щиес  к св занной воде времена релаксации определ ют до mi, Ti и после т2, Та введени  реагента в образец, по соотношению динамической пористости т2/пи и времен релаксации св занной воды T2/Tt до и после введени  реагента а образец определ   ют пригодность химреагента дл  обработки призабойной зоны, причем при соотношении m2/mi 1 и Ta/Ti S 1 вы вл ют пригодность реагента дл  обработки нагнета л ьной скважины, а при соотношении m2/mi st 1 и T2/Ti 1 вы вл ют пригодность реагента дл  обработки добывающей скважины.

   Таблица 1

   Определение растворимости реагентов в пресной и пластовой воде

   2Определение поверхностной активности реагента

   3Определение краевых углов избирательного смачивани  минералов растворами реагента

   k Определение эффективности реагента по отмыву пленочной нефти

   5Определение эффективности реагента по отмыву асфальтооюлистых и парафиновых отложений

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

   7Определение действи  реагентов на температуру насыщени  нефти парафином

   8Определение действи  реагента на процесс парафиноотложени 

   9Определение действи  реагента на изменение фильтрационных сопротивлени по потенциалам протекани 

   10Определение действи  реагента на процесс дегазации нефти

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

   12Определение адсорбции и десорбции исследуемых реагентов в статических и динамических услови х

   13Оценка вли ни  реагента на интенсивность электроосмотических процессов

   И Определение нефтевытесн ющей способно ти

   15Определение диффузии реагента из водных растворов в нефть

   16: Оценка действи  химреагента на набухаемость глины

   1 Оценка действи  химреагента на набу- хаемость глины по кривым восстановлени  давлени 

   +

   Таблица 3