способ оценки гидродинамической связи между скважинами сероводородсодержащего месторождения

Формула изобретения

Способ оценки гидродинамической связи между скважинами месторождения, включающий закачку в исследуемый пласт через нагнетательную скважину воды с индикатором и фиксирование изменения его концентрации в пробах продукции добывающих скважин, отличающийся тем, что 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.

Описание изобретения к патенту

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.

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.

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.

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.

Целью предлагаемого к рассмотрению изобретения является уменьшение затрат на проведение анализов отобранных проб с одновременным продлением сроков службы подземного оборудования скважин.

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.

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.

Длительность постоянной подачи нейтрализатора сероводорода в закачиваемую воду определяется двумя факторами:

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.

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.

Исходя из этого, можно заключить, что длительность подачи нейтрализатора сероводорода равна нескольким неделям. Сколько именно - решает исследователь по ходу получаемых результатов.

Реализацию способа рассмотрим на конкретном примере.

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.

Современные комплексные реагенты (нейтрализатор и бактерицид) «Сонцид-8101», «Калан» и «Дарсан» полностью нейтрализуют сероводород при 15 кратном превышении массы нейтрализатора над массой Н ₂S. 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.

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.

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.

По описанному способу последовательно во все нагнетательные скважины подается комплексный реагент, и через несколько месяцев выявляются все гидродинамические связи между нагнетательными и добывающими скважинами.

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 H₂ S 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.

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.

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.

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.