СПОСОБ УВЕЛИЧЕНИЯ ПРИЕМИСТОСТИ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН Российский патент 1994 года по МПК E21B43/25 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для обработки призабойной зоны пласта.

Целью изобретения является повышение эффективности способа.

В способе увеличения приемистости нагнетательных скважин, заключающемся в закачке омагниченной воды, закачку омагниченной воды производят в объеме призабойной зоны, производят технологическую выдержку до капиллярной пропитки мелких пор, многократно увеличивают и снижают давление в скважине каждый раз до момента достижения фронта изменения давления фронта закачки, циклы от закачки омагниченной воды до последнего изменения давления повторяют до прекращения увеличения приемистости скважины.

Необходимость улучшения фильтрационных свойств пласта на основании гидродинамических исследований восстановления давления в скважине связано со снижением коэффициента продуктивности скважин, заниженной проницаемостью пласта в призабойной зоне, низким охватом пласта закачкой по его толщине и т.д.

Компенсировать эти недостатки возможно обработкой нагнетательных скважин омагниченной водой при циклическом изменении давления нагнетания. Баровоздействие на призабойную зону - способ циклического изменения давления нагнетания в скважине.

Экспериментально установлено, что величина напряженности магнитного поля оказывает влияние на приемистость. При увеличении напряженности до 2 ˙ 10³ А/М приемистость растет, после чего наблюдается небольшой спад и, далее, при значении напряженности 3,7 ˙ 10³ А/М - опять рост, и при 4,3 ˙ 10² А/М процесс стабилизируется.

На фиг. 1 показана зависимость приемистости (объемной скорости фильтрации) от величины напряженности магнитного поля; на фиг. 2 - зависимость изменения объемной скорости фильтрации; на фиг. 3 - зависимости приемистости скважины от давления нагнетания при закачке воды; на фиг. 4 - график изменения давления до момента достижения фронта изменения давления фронта закачки.

Воду, пропущенную через поперечное магнитное поле, напряженностью 3,7 ˙ 10³ - 4,3 ˙ 10³ А/м закачивают в призабойную зону в объеме
V = π ˙ m ˙ K_b ˙ h_э ˙ R₂, м³, где V - минимально потребный объем технологической жидкости, м³;
m - пористость коллектора, в долях единицы;
K_b - коэффициент вытеснения нефти;
h_э - эффективная мощность пласта, м;
R - радиус призабойной зоны пласта, м.

Закачка омагниченной воды в пласт производится при максимальном давлении нагнетания скважины с учетом проектных характеристик эксплуатационной колонны и недопущения нарушений герметичности разобщения пластов цементом.

При движении в пористой среде возникает разность потенциалов (потенциал протекания), который препятствует потоку жидкости.

Для снижения потенциала протекания необходимо, чтобы произошло изменение структуры воды, вследствие переупаковки заряженных частиц, а это возможно при воздействии на электрические частицы сил Лоренца. Известно, что силы Лоренца возникают при пересечении движущимися частицами магнитных линий, т.е. при течении воды через поперечное магнитное поле.

После этого производят технологическую выдержку, целью которой является пропитка капиллярных пор призабойной зоны для улучшения коллекторских свойств пласта - снижение набухаемости глин и увеличения проницаемости коллектора. Время технологической выдержки определяется временем пропитки пор и находится следующим образом. По формуле Пуазейля скорость пропитки равна
V = м/с, где R = - радиус поровых каналов, м;
α - коэффициент поверхностного натяжения воды на границе с породой, Н/М;
η - вязкость воды в пластовых условиях, Па ˙ с;
l₁ - характерный размер низкопроницаемых включений, м;
K - проницаемость, м²;
m - пористость, доли единицы.

Время технологической выдержки - время пропитки порового пространства омагниченной водой определяется по формуле
τ = = с,
По истечении времени проведения технологической выдержки снижают давление нагнетания на 10-20% , снова производят технологическую выдержку и затем увеличивают давление нагнетания до максимально-возможного значения. Количество таких циклов выбирается исходя из времени распространения волны давления в пористой среде. Скорость распространения волны давления в пористой среде определяется пьезопроводностью κ.Тогда время распространения волны, соответственно время проведения циклов баровоздействия определится по формуле
T = с, где l - расстояние от скважины до фронта заводнения.

Количество циклов n определится как
n = число циклов.

После n циклов баровоздействия производят замер приемистости скважины и заново повторяют весь описанный выше процесс. Вновь закачивают омагниченную воду, создают максимальное давление нагнетания, производят технологическую выдержку. Сбрасывают давление на 10-20%, снова производят технологическую выдержку, поднимают давление до максимально-возможного значения и т.д. По окончании проведения циклов баровоздействия замеряют приемистость скважины. Циклы закачки омагниченной воды проводят до тех пор, пока приемистость скважины не приобретает постоянного значения. Снижение давления нагнетания на 10-20% производится от максимального давления нагнетания, причем это давление выбирается с учетом проектных характеристик эксплуатационной колонны и недопущения нарушения герметичности разобщения пластов цементом. В результате лабораторных исследований на модели пласта было установлено, что эффективность воздействия от циклического изменения давления нагнетания омагниченной воды зависит от величины снижения давления нагнетания в процессе закачки (от амплитуды цикла).

При амплитуде цикла (0-20) Р_мах от максимального давления нагнетания Рмах эффективность воздействия увеличивается. Дальнейший рост амплитуды цикла не влияет на повышение эффективности закачки. На рис. 2 показана зависимость изменения объемной скорости фильтрации - q относительного изменения давления Δ Р/P, (Δ P = Р_мах-Р). По кривой зависимости видно, что максимальный эффект от нагнетания омагниченной воды в пласт в сочетании с циклическими изменениями давления достигается при величине Δ Р/Р = (10-20)%.

Проведены сравнительные исследования изменения давления нагнетания омагниченной воды в сочетании с баровоздействием, при непрерывной закачке омагниченной воды и закачки воды с добавкой ПАВ.

На фиг. 3 показаны зависимости приемистости скважины от давления нагнетания при закачке воды с добавкой ПАВ - кривая 1, при непрерывной закачке омагниченной воды - прямая 2, при циклической закачке омагниченной воды с изменениями давления нагнетания, прямая 3. Отрезки G₁, G₂, G₃ на фиг. 3 величины начального градиента давления соответственно для закачки воды с добавкой ПАВ, при непрерывной закачке омагниченной воды, при циклической закачке омагниченной воды (т.е. закачки воды в сочетании с баровоздействием). Из приведенных на фиг. 3 зависимостей видно, что темп закачки (тангенс угла наклона линий 1,2, 3 - α₁ , α₂ , α₃) для циклической закачки омагниченной воды будет выше а α₃ , α₂ , α₁, начальный градиент давления, от которого зависит скорость фильтрации будет меньше G₃ < G₂ < G₁. Приемистость при закачке омагниченной воды в сочетании с баровоздействием будет больше, чем при непрерывной закачке омагниченной воды или воды с добавкой ПАВ.

Известно, что фильтрация воды в глинизированных коллекторах происходит с начальным градиентом давления так, что закон фильтрации имеет вид
=^p где - вектор скорости фильтрации, м/с,
К - проницаемость, м²;
η - вязкость воды, Па ˙ с;
G_o - начальный градиент давления, Па/М.

Очевидно, что если величина G_o достаточно большая, то и скорость фильтрации невелика. При снижении G_o, даже при постоянной проницаемости скорость фильтрации и, следовательно, приемистость скважины будут возрастать.

Омагниченная вода снижает набухаемость глин и способствует увеличению проницаемости пласта. Сочетание закачки омагниченной воды с баровоздействием, т. е. циклическими изменениями давления нагнетания позволяет омагниченной воде проникнуть в капиллярные поры коллектора, подключая ранее неохваченные воздействием пропластки, повышая тем самым приемистость скважины.

На фиг. 4 приведен график изменения давления до момента достижения фронта изменения давления фронта закачки. На графике величиной τ обозначено время технологической выдержки - время пропитки пор, Т - время проведения циклов баровоздействия, соответствующее времени распространения волны. Темп закачки, и, собственно, скорость фильтрации определяется по графику через тангенс угла наклона прямых 1,2,3, характеризующих приемистость во времени. На графике представлен весь процесс осуществления способа.

Для осуществления способа была выбрана скважина N 9268. Приемистость скважины составляла 525 м³/сут, давление на забое Р_заб = 16,0 МПа, мощность пласта Н = 12 м, расстояние от скважины до фронта закачки l = 4м, пьезопроводность κ = 0,001 м³/с.

С помощью насосного агрегата, на выкидной линии которого установлено магнитное устройство закачивают воду. Для закачки использовали агрегат АКПП- 500, на выкидной линии которого после насоса устанавливают специальное устройство, состоящее из патрубка (трубы НКТ диаметром 73 мм). Внутри патрубка устанавливается стержень из немагнитного материала с расположенными на нем постоянными магнитами напряженностью 3,7 ˙10³-4,3 ˙ 10³ А/М. Магниты обращены одноименными полюсами друг к другу, между магнитами помещены изоляторы из немагнитного материала. Производительность агрегата при давлении 16,3 МПа составляет 26,4 м³/ч.

Количество закачиваемой омагниченной воды определяется следующим образом:
V = 2 ˙q ˙H где q - удельный расход омагниченной воды, выбираем равным 0,7 м³/м;
Н - мощность пласта - 12 м;
V = 2 ˙0,7 ˙12 = 16,8 м³.

Время закачки омагниченной воды составит
t_зак = = =0.6 ч
V - объем воды для закачки 16,8 м³;
q_н - производительность насосного агрегата 26,4 м³/ч.

Омагниченную воду закачивают при давлении 20 МПа, после этого осуществляют технологическую выдержку. Время выдержки определяется временем пропитки пор, снижанием набухаемости глин и определяется следующим образом:
τ = = · = · = 800 с , где l₁ - характерный размер низкопроницаемых включений;
l₁ = 1-10 см;
К - проницаемость коллектора; К = 10^-9;
m - пористость коллектора; m = 0,2;
η - вязкость воды в пластовых условиях, η = 0,1.

По истечении времени технологической выдержки сбрасывают давление в скважине на 20% , т.е. до 12,8 МПа и производят технологическую выдержку, равную по времени 800 с. Поднимают давление нагнетания до максимально-возможного, т.е. до 20 МПа и производят технологическую выдержку в 800 с. Затем сбрасывают давление на 20% и производят технологическую выдержку.

Создание максимально-возможного давления нагнетания, проведение технологической выдержки, сброс давления и вновь проведение технологической выдержки представляет собой один цикл баровоздействия омагниченной воды на призабойную зону. Количество циклов зависит от времени движения волны в пористой среде до фронта заводнения. Определим это время
T = = = 4000 с , где l - расстояние от скважины до фронта закачки, l = 4 м;
χ - пьезопроводность, χ = 0,001 м³/с.

Время каждого цикла включает две технологические выдержки, время поднятия давления нагнетания до максимально-возможного и время сброса. Поскольку время проведения технологических выдержек значительно больше времени поднятия давления нагнетания и времени сброса, то при определении количества циклов расчет ведется исходя из времени проведения технологических выдержек. Таким образом в нашем случае количество циклов определится следующим образом.

n_цик.= = 2.5 ≈ 3
Следовательно по истечении трех циклов волна движения омагниченной воды в пористой среде достигнет фронта заводнения, в связи с чем изменится приемистость скважины. Производится замер приемистости скважины и определяется, что она составляет 538 м³/сут. Далее повторяют процесс закачки омагниченной воды в пласт по вышеописанному способу и вновь замеряют приемистость. После проведения еще трех циклов баровоздействия на пласт приемистость увеличилась до 553 м³/сут. Затем вновь повторяют описанный выше процесс и вновь замеряют приемистость скважины до тех пор, пока значение приемистости увеличивается. Способ прекращается тогда, когда при повторении циклов баровоздействия, значение приемистости не окажется постоянным. В результате баровоздействия омагниченной воды на призабойную зону пласта приемистость нагнетательной скважины N 9268 куст 1137б возросла с 525 м³/сут до 570 м³/сут, увеличение суточной приемистости составило 45 м³/сут. В качестве прототипа выбран способ закачки омагниченной воды в пласт (без баровоздействия), который был осуществлен на скв. N 16416 куст 1101. В результате приемистость скважины увеличилась с 360 м³/сут до 380 м³/сут и увеличение суточной приемистости составило 20 м³/сут.

Таким образом, прирост суточной приемистости на скважине, где во время закачки омагниченной воды проводилось баровоздействие на призабойную зону пласта по сравнению с прототипом составило 25 м³/сут, дебит пяти соседних добывающих скважин увеличился в среднем на 8 м³/сут. За три месяца после проведения баровоздействия на скважине N 9268 куст 1137б дополнительная добыча составила 3835 м³ нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для обработки призабойной зоны пласта. Цель - повышение эффективности способа. Через нагнетательную скважину закачивают омагниченную воду в объеме, равном поровому объему призабойной зоны. Омагничивание воды осуществляют, пропуская воду через поперечное магнитное поле напряженностью 3,7·10³-4,3·10³A/м . После закачки воды производят выдержку до капиллярной пропитки мелких пор и многократно увеличивают и снижают давление в скважине. Омагниченная вода снижает набухаемость глин и способствует увеличению проницаемости пласта. В сочетании с баровоздействием омагниченная вода проникает в капиллярные поры коллектора. 4 ил.

СПОСОБ УВЕЛИЧЕНИЯ ПРИЕМИСТОСТИ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН путем закачки омагниченной воды, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности способа, омагничивание воды осуществляют, пропуская воду через поперечное магнитное поле напряженностью 3,7 · 10³ - 4,3 · 10³ А/м, омагниченную воду закачивают в объеме, равном поровому объему призабойной зоны, после чего производят технологическую выдержку до капиллярной пропитки мелких пор, многократно увеличивают и снижают давление в скважине до тех пор, пока фронт изменения давления достигнет фронта закачки, до прекращения увеличения приемистости скважины, после чего цикл повторяют с момента закачки омагниченной воды.