Завантажити PDF файл.

Формула / Реферат

Способ снижения концентрации сероводородов в нефтяном пласте путем закачки через скважину водного раствора солей, содержащего катион аммония, взаимодействующего с сероводородом, отличающийся тем, что водный раствор содержит катион кальция, полученный при растворении, например, нитрата кальция и/или хлорида кальция с концентрацией от предельной растворимости соли при температуре водного раствора при закачке в скважину и до 8% от величины предельной растворимости соли, причем количество катиона аммония, полученного при растворении соединения аммония с общей формулой NH4X, где X – NO3-, Сl-, ОН-, составляет от половины до десятой части количества катиона калия.

Текст

Предлагаемый способ относится к области нефтедобычи и может быть использован при повышении нефтеотдачи методами физико-химического воздействия на пласт. Известен способ снижения концентрации сероводорода в нефтеносном пласте [1] путем закачки через скважину воды, содержащей бактерицидную добавку, которая губительно действует на сульфатвосстанавливающие бактерии, продуцирующие сероводород в пласте. Недостатком известного способа является то, что разрушение сульфат-восстанавливающих бактерий не приводит к уменьшению объема уже имеющего в призабойном пространстве сероводорода, в том числе реликтового, поэтому положительный эффект достигается только через несколько месяцев. Известен способ снижения концентрации сероводорода в нефтеносном пласте [2], путем закачки через скважину водного раствора солей, содержащего катиона аммония, в частности, при растворении нитрата аммония, а также катион железа, полученный при растворении хлорного и/или хлористого железа (прототип). Недостатком известного способа являются расход относительно дорогостоящих солей аммония и железа, а также существенное снижение фильтрующей способности пласта вследствие отложения нерастворимых осадков сульфидов железа. Задачей настоящего изобретения является создание способа, позволяющего уменьшить затраты на снижение концентрации серо-водорода в нефтеносном пласте при сохранении фильтрационной способности последнего. Поставленная задача решается тем, что в способе снижения концентрации сероводорода в нефтеносном пласте путем закачки через скважину водного раствора солей, содержащего катион аммония взаимодействующий с сероводородом. Водный раствор содержит катион кальция, полученный при растворении, например, нитрата кальция и/или хлорида кальция с концентрацией от предельной растворимости соли при температуре водного раствора во время закачки в скважину и до 8% от величины предельной растворимости соли, причем количество катиона аммония, полученного при растворении соединения аммония с общей формулой NH4X (где X-NO3-, Сl-, ОН-), составляет от половины до десятой части количества катиона кальция. Сопоставительный анализ с прототипом показывает, что заявляемый способ отличается от известного тем, что водный раствор содержит катион кальция, полученный при растворении, например, нитрата кальция и/или хлорида кальция с концентрациями от предельной растворимости соли при температуре водного раствора во время закачки в скважину и до 8% от величины предельной растворимости. Количество катиона аммония, полученного при растворении соединения аммония с общей формулой NH4X (где X-NO3-, Сl-, ОН-), составляет от половины до десятой части количества катиона кальция. Сопоставительный анализ с прототипом позволяет сделать вывод, что совокупность приведенных признаков заявляемого изобретения обеспечивает решение поставленной задачи, уменьшение затрат на снижение концентрации сероводорода в нефтеносном пласте за счет использования более дешевых солей кальция и уменьшения использования соли аммония, а также сохранение в большей степени фильтрационной способности пласта за счет большей миграции образуемых нерастворимых осадков сульфидов кальция, имеющих меньший удельный вес и меньшую дисперсность. Кроме того, заявляемое техническое решение является новым и имеет изобретательский уровень. На чертеже показана схема используемого оборудования. В таблице приведены результаты экспериментов. Затрубное пространство 1 первой скважины связано через переключающий вентиль 2 с затрубным пространством 3 второй скважины и с компрессором 4, соединенным с емкостью 5. Центральная колонна труб 6 первой скважины связана через переключающий вентиль 7 с центральной колонной труб 8 второй скважины и с насосом 9, соединенным с сепаратором 10, на выходе которого подключен газоанализатор 11. Находящийся в емкости 5 водный раствор, содержащий катион аммония и катион кальция, закачивают с помощью компрессора 4 в затрубное пространство 1, в то время как затрубное пространство 3 второй скважины отсекают вентилем 2. Насосом 9 при отсеченной вентилем 7 центральной колонне труб 6 выкачивают нефть и продукты реакции через центральную колонну труб 8 в сепаратор 10, в котором газ отделяют от жидкости. С помощью газоанализатора 11 контролируют допустимый уровень сероводорода в нефти. При закачке растворов нитрата аммония, нитрата кальция и хлорида кальция в пласт в начальный момент происходят химические реакции согласно следующим уравнениям Образовавшийся водный раствор имеет рН в пределах от 3,5 до 6 и взаимодействует с карбонатной породой нефтяного пласта согласно следующих уравнений Протекание этих реакций интенсифицирует процесс снижения концентрации сероводорода в нефтеносном пласте, так как образовавшиеся нитраты и хлориды элементов вступают в реакции с сероводородом с образованием растворимых в воде гидросульфидов этих элементов. В силу химических особенностей катионы некоторых химических элементов вступают в химические реакции с сероводородом только в присутствии катиона аммония, который сначала реагирует с сероводородом с образованием гидросульфида аммония по уравнению (3). Потом гидросульфид аммония вступает во взаимодействие с нитратами или хлоридами металлов с образованием сульфидов этих металлов (или гидросульфидов). Гидросульфид аммония, образовавшийся согласно уравнению (1) вступает во взаимодействие с нитратом и хлоридом кальция с образованием гидросульфидов и сульфидов согласно уравнениям Общие уравнения для таких реакций имеют вид: Часть гидросульфидов разлагается с образованием нерастворимых в воде сульфидов этих элементов и сероводород, например, согласно следующего уравнения Общий баланс приведенных выше реакций приводит к существенному снижению концентрации сероводорода в нефтяном пласте. Это позволяет снизить коррозионную способность выкачиваемых растворов и вести добычу нефти из тех пластов, которые не эксплуатируются вследствие быстрого разрушения металлических частей оборудования скважины. Предложенный способ иллюстрируется следующими примерами его использования на участке пласта с одной нагнетательной скважиной и одной добывающей скважиной. Приемистость нагнетательной скважины составляет 150 м3/сут. Дебит добывающей скважины 80 т/сутки. Содержание сероводорода в продукции добывающей скважины составляет 12,9 мас.%. Пример 1. На устье нагнетательной скважины приготовляют раствор содержащий катионы; кальция - 0,6 мас.% и аммония 0,15 мас.% в объеме 30 м3. Затем, закачивают в скважину раствор и продавливают в пласт водой в объеме 7 м3. После этого пускают нагнетательную скважину под закачку воды. В добывающей скважине после обработки нагнетательной скважины регулярно в течение суток отбирают пробу и определяют в ней содержание сероводорода. Через пять суток после обработки, содержание сероводорода уменьшилось на 1,65% и составило 11,25 мас.%. Такое содержание сероводорода в продукции добывающей скважины удерживалось в течение 3-х суток, а потом пошло на повышение и вернулось к прежней концентрации, то есть 12,9%. После чего в нагнетательную скважину закачивают раствор с концентрацией катиона кальция -0,6%, но с другими концентрациями катиона аммония (0,04%, 0,06%, 0,3% и 0,4%). В продукции скважины определяют величину, уменьшения концентрации сероводорода и эффективную продолжительность воздействия раствора солей на пласт. Результаты этих экспериментов представлены в таблице. Пример 2. На устье нагнетательной скважины приготовляют раствор, содержащий катионы: кальция 1,1 мас.% и аммония 0,35 мас.% в объеме 30 м3. Затем, закачивают в скважину раствор и продавливают в пласт водой в объеме 7 м3. После этого пускают нагнетательную скважину под закачку воды. В добывающей скважине после обработки нагнетательной скважины регулярно в течение суток отбирают пробу и определяют в ней содержание сероводорода. Через пять суток после обработки, содержание сероводорода уменьшается на 2,15% и составило 10,75%. Такое содержание сероводорода в продукции добывающей скважины удерживалось в течение 6,5 суток, а потом пошло на повышение и вернулось к прежней концентрации, т.е. 12,9%. После чего в нагнетательную скважину закачивают раствор с концентрацией катиона кальция 1,1 %, но с другими концентрациями катиона аммония (0,08%, 0,11%, 0,55%, 0.7%). В продукции добывающей скважины определяют величину уменьшения концентрации сероводорода и эффективную продолжительность воздействия раствора солей на пласт. Результаты этих экспериментов представлены в таблице. Пример 3. На устье нагнетательной скважины приготовляют раствор, содержащий катионы: кальция 6,0 мас.%, аммония 1,5 мас.% в объеме 30 м3. Затем закачивают в скважину раствор и продавливают в пласт водой в объеме 7 м3. После этого пускают нагнетательную скважину под закачку воды. В добывающей скважине после обработки нагнетательной скважины регулярно в течение суток отбирают пробу и определяют в ней содержание сероводорода. Через пять суток после обработки содержание сероводорода уменьшилось на 8,8% и составило 4,1%. Такое содержание сероводорода в продукции добывающей скважины удерживалось в течение 37 суток, а потом пошло на повышение и вернулось к прежней концентрации, т.е. 12,9%. После чего в нагнетательную скважину закачивают раствор с концентрацией катиона кальция 6,0%, нос другими концентрациями катиона аммония (0,35%, 0,6%, 3,0%, 4,2%). В продукции добывающей скважины определяют величину уменьшения концентрации сероводорода и эффективную продолжительность воздействия раствора солей на пласт. Результаты этих экспериментов представлены в таблице. Пример 4. На устье нагнетательной скважины приготовляют раствор, содержащий катионы: кальция 14%; аммония 3,5% в объеме 30 м3. Затем закачивают в скважину раствор и продавливают в пласт водой в объеме 7 м3. После этого пускают нагнетательную скважину под закачку воды. В добывающей скважине после обработки нагнетательной скважины регулярно в течение суток отбирают пробу и определяют в ней содержание сероводорода. Через пять суток после обработки содержание сероводорода уменьшилось на 9,9% и составило 3,0. Такое содержание сероводорода в продукции скважины удерживалось в течение 47 суток, а потом пошло на повышение и вернулось к прежней концентрации, т.е. 12,9%. После чего в нагнетательную скважину закачивают раствор с концентрацией катиона кальция 14%, но с другими концентрациями катиона аммония (1,0%, 2,4%. 7.0% и 8,5%). В продукции добывающей скважины определяют величину уменьшения концентрации сероводорода и эффективную продолжительность воздействия раствора солей на пласт. Результаты этих экспериментов представлены в таблице. Пример 5. На устье нагнетательной скважины приготовляют раствор содержащий катионы: кальция 18%, аммония 5,0% в объеме 30 м3. Затем закачивают в скважину раствор и продавливают в пласт водой в объеме 7 м3. После этого пускают нагнетательную скважину под закачку воды. В добывающей скважине после обработки нагнетательной скважины регулярно в течение суток отбирают пробу и определяют в ней содержание сероводорода. Через пять суток после обработки содержание сероводорода уменьшилось на 8,75 мас.% и составило 3,15%. Такое содержание сероводорода в продукции скважин удерживалось в течение 46 суток, а потом пошло на повышение и вернулось к прежней концентрации, т.е. 12,9%. После этого в нагнетательную скважину закачивают раствор с концентрацией катиона кальция 18%, но с другими концентрациями катиона аммония (1,0%, 2,8%, 9,0%, 11,0%). В продукции добывающей скважины определяют величину уменьшения концентрации сероводорода и эффективную продолжительность воздействия раствора солей на пласт. Результаты этих экспериментов представлены в таблице.

Дивитися

Додаткова інформація

Автори англійською

Denysovych Vasyl Oleksiiovych, DENYSOVYCH VASYL` OLEKSIIEVYCH, Demidenko Oleksii Hryhorovych, Balakirov Yurii Airapetovych, Dovzhok Yevhen Mykhailovych, Riabov Yurii Hennadiiovych, Svitlytskyi Viktor Mykhailovych, Arshuk Vitalii Dmytrovych

Автори російською

Денисович Василий Алексеевич, Демиденко Алексей Григорьевич, Балакиров Юрий Айрапетович, Довжок Евгений Михайлович, Рябов Юрий Геннадиевич, Свитлицкий Виктор Михайлович, Аршук Виталий Дмитриевич

МПК / Мітки

МПК: E21B 43/00, E21B 43/14

Мітки: сірководню, пласті, спосіб, нафтовому, зниження, концентрації

Код посилання

<a href="http://uapatents.com/5-21198-sposib-znizhennya-koncentraci-sirkovodnyu-v-naftovomu-plasti.html" target="_blank" rel="follow" title="База патентів України">Спосіб зниження концентрації сірководню в нафтовому пласті</a>

Подібні патенти