Спосіб зниження концентрації сірководню в нафтовому пласті

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.