Спосіб видобутку вуглеводнів з обводненого пласта

Изобретение относится к нефтегазодобывающей пром-сти и позволяет с н и з и т ь водоприток в добывающих сква _ жинах при использовании магнитной э н е р г и и . Через нагнетательные с к в а жины вме_сте с нагнетаемой в пласт водой закачивают частички магнетита диаметром 0 , 0 1 - 0 , 1 мм в количестве не менее 16% от объема закачиваемой воды. При росте обводненности п р о дукции из добывающих скважин и з в л е кают скважинное оборудование и о п у с кают постоянные магниты или э л е к т р о магниты, подключенные к с е т и , Мощность магнитного поля должна с о с т а в л я т ь примерно W00 А/м. После T0-I5 дней работы магниты извлекают на поверхность и устанавливают скважинное оборудование для подъема продукции. В р е з у л ь т а т е обработки п р о и с х о дит снижение обводненности и в о з р а с т а е т доля нефти в продукции скважин. 1 ил. 5 табл. І •4 Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способу ограничения водопритока в добывающих скважинах с использованием магнитной энергии. Целью изобретения является повышение эффективности изоляции за счет ограничения водопритока в добывающую скважину. Действие магнитного поля в призабойной зоне пласта способствует тому, что частички магнетита, рассеянные в водоносной части коллектора,при нагнетании магнитной жидкости ориентируются к полюсам магнитного поля, т.е. они устремляются к забоям добывающих скважин с последующей закупоркой фильтрационных отверс13-89 тий в водоносной части призабойной зоны пласта. Ограничение водопритоков в нефтяных, газовых или газоконденсатных скважинах при вышеуказанной обводненности позволит регулировать продвижение водонефтяного (ВНК), газоводяного (ГВК) контактов. В результате совместного действия большого числа факторов ВНК и ГВК в процессе их перемещения по пласту обычно принимают сложную геометрическую форму. Хаотичность распределения проницаемости в пласте вызывает неравномерное перемещение ВНК и ГНК в пласте. Наиболее проницаемые зоны пласта обводняются в первую очередь, по СО 1471634 ним происходит глубокое внедрение тупление контурной воды в скважину, воды во внутрь залежи, в то время тем самым продлевая срок фонтанирокак на слабопроницаемых участках вания скважин и исключая из технолонаблюдается очень небольшое продгического процесса сложные работы вижение воды. по выносу жидкости с забоев скважин. На чертеже приведена схема размеПродлевание срока фонтанирования щения скважин. і скважин способствует увеличению добыОграничивая водопритоки в нефтячи нефти и газа из обводненного ных и газовых скважинах при дости10 пласта. жении обводненности в нефтяных скваВ табл.1 приведены результаты жинах 20%, в газовых или газоконденлабораторных и стендовых исследовасатних W% предлагаемым способом, ний по обоснованию количественных могут регулировать продвижение ВНК значений показателей магнитной жиди ГВК и предотвращать резкое поскости. Т а б л и ц а Опыт Количество магнетита, % Обводненность в нефтяной среде Бремя перемещения магнитной жидкости +Э 1 5 газовой с р е де 10 .'і 2 3 4 5 6 7 7 5 20 8 7 5 20 20 20 20 20 30 7 11 16 20 30 30 30 30 30 30 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 11 16 20 30 11 16 20 30 10 10 10 10 to Способ реализуют следующим образом. Через нагнетательные скважины (законтурные или внутриконтурные) вместе с нагнетаемой в пласт водой закачивают частички магнетита диаметром 0,0\-0,1 им; (ГОСТ 2581-71) в количестве Т6% от объема закачиваемой воды. При продвижении В К или ГВК и Н росте обводненности добывающих сква \Я ґ*іТТ О ТТ О Ы МиДсЛс та, ния 53 14 14,3 14,2 Нет перемещения То же 61,7 18,8 18,1 17,6 Нет перемеще 76 77,3 74,5 ТІ ІЧИ.) Ч ч То же ния Время магнитной обработ ТТГТ ^ /** ^~ ЛҐ\Я llJIctC Нет перемеще То же 1 24 48 48 48 48 48 48 48 48 48 48 48 72 72 72 72 72 72 жин (процент воды в продукции нефтяных скважин не должен превышать 20, а в газовых 5-10) из последних 50 извлекают подземное оборудование и на трех-или четырехдюймовых насосно-компрессорных трубах последовательно в каждую из добывающих скважин спускают постоянный магнит (или 55 электромагнит, подключенный к электросети), выполненный в виде цилиндра .с диаметром, равным диаметру насосно-компрессорньіхі труб, и длиной, 1471634 обеспечивающей получение магнитного поля мощностью 1000 А/м. При этом 1, длина распространения магнитных волн составляет 0,2 м, I = 200 А. 0,2 1000 где 1 - длина распространения 20 100 200 10 магнитных волн, м; А Н - мощность магнитного поля. - , 1 м I - сила тока, А, После 10— >5 дней работы магнита 20 в скважине его извлекают на поверхность, В скважину опускают первоначальный подъемник для откачки пластовой жидкости. 25 В течение первых пяти дней работы отбирают пробы пластовой жидкости для обнаружения в них частичек магнетита с целью однозначного определения причин обводнения и эффективности водного воздействия. Наличие в пробах 30 частичек магнетита говорит об обводнении1 скважины в результате искусственного вытеснения нефти водой. Еели частичек магнетита в пробах жидкости не оказывается, то заводнение 35 не эффективно, т.е. закачиваемая вода не вытесняет нефть; скважина обводнилась контурной водой или водой вышележащего горизонта в результате перетоков по межтрубному пространст- 40 ву из-за некачественного цементирования. В результате выполненных анализов проб продолжают или прекращают закачки. Дабывающую скважину оста45 навливают и исследуют с целью обнаружения причин обводнения. П р и м е р . * Рассмотрим гипотетичесчес&ий пласт, подвергнутый водному воздействию с помощью нагнетатель50 ных скважин, расположенных за контуром нефтеносности (см.фиг.1). Геолого-промысловая характеристика пласта и исходные данные для технологических расчетов представлены ниже. 55 Выполнен расчет технологических показателей разработки пласта для предлагаемого и известного способов. Исходные геолого-физические характеристики гипотетикого пласта: Средняя глубина 4200 залегания, м Пласт с водой Тип залежи Терриг, Тип коллектора Площадь нефтегазоносности, 4385, тыс.м2 Средняя нефтенасыщенная толщина, м Пористость, доли ед. Средняя насыщенность нефтью, газом, доли ед. Приницаемость, чкм2 Коэффициент песча нистости, доли ед. Коэффициент расчлененности, доли ед. Пластовая температура, °С Пластовое давление, МПа Вязкость нефти в пластовых условиях, Ь51а с Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3 Объемный коэффициент нефти, доли ед. Содержание серы в нефти, % Содержание парафина в нефти, % Давление насыщения нефти, газом, МПа 2,6 0,13 0,73 0,114 0,42 3,4 112 43,9 0,49 0,737 1,214 0,07 3,1 5,8 1471634 Газосодержание нефти, м э /т 70,8 Вязкость воды в пластовых условиях, МПа- с 0,43 Плотность воды а пластовых условиях, т/к 3 1,1847 Средняя продуктивность, м3.сут/МПа 22,2 Средняя приемистость м 3 /сут 40 Начальные балансовые запасы нефти, млн.т 716 Расчеты технологических показателей разработки выполнены с помощью математического моделирования. Была использована модель квазитрехмерной двухфазной фильтрации, основанная на методе конечных элементов. Гипотетическая залежь разрабатывается с заводнением:. В закачиваемую воду добавляют частички магнетита диаметром 0,01-0,1 мм в объеме 16% от закачиваемой воды. С целью поддержания пластового давления, необходимо поддерживать годовую компенсацию отбора закачкой 1Д0% воды. Для этого необходимо закачать в пласт Т2 Т 0 м3 воды, отбор жидкости при этом составит 963 тыс,т. Количество магнетита, необходимого для добавления в закачиваемую воду составляет Т6% от суммарной закачки и равно 19,4* или 48,5 т. Фонд добывающих скважин -6, нагнетательных - 3. Закачка воды начата на третьем году разработки в связи с резким падением пластового давления. 10 15 20 25 На пятом году разработки пласта обводненность добывающих скважин 7, 8, 9 составляет в среднем 20%. Ввиду неоднородности пласта в первую очередь обводняют высокопроницаемые зоны. Поэтому обводненность скважины 4-23%, скважины 5 - 19,2%, скважины 6 - 18,8%. Вследствие максимальной обводненности скважины 4 из нее извлекают подземное оборудование и на трех- или четырехдюймовых насосно-компрессорных трубах спускают постоянный магнит или электромагнит, подключенный к электросети, тем самым ограничивая водопритоки в скважину. После проведения работ по ограничению водхшритоков по пред лагаемому способу в скважину спускают первоначальный подъемник для откачки пластовой жидкости. I Полученные данные приведены в табл.2. Для сравнения в табл.2 при30 ведены также данные по известному способу. За известный способ принят способ разработки того же гипотетического пласта при водонапорном режиме с закачкой воды без добавления 35 частичек магнетита. Т а б л и ц а Год По известному способу По предлагаемому способу Дебит Дебит Годонефти, жид- вая т/сут кос- добы ти, ча Годо- Провая цент добы- воды ча т/сут нефти, жидтыс. т кости, тыс. т Дебит Дебит Годо- Годо- Пронефти, жид- вая цент вая т/сут кости, добы- добы- воды т/сут ча ча нефти, жидтыс.т кости, тыс. т Доп. добыча нефти, тыс. т і 1 2 3 4 5 6, 7 14 п\\ 25,1 24,3 23,7 22,8 26,3 25,3 0,5 27,4 27,4 28,5 29,1 30,0 30,0 30,0 12,0 9,5 8,8 8,5 8,3 8,0 9,2 8,9' 0,1 9,6 9,6 1,0 8,3 10,0 10,2 10,5 10,6 10,6 15,0 J8,6 23,8 13,2 16,0 97,6 27,1 25,1 24,3 23,7 21,9 20,5 19,7 0,3 27,4 27,4 28,5 29,1 30,0 30,0 30,0 9,5 8,8 8,5 8,3 7,7 7,2 6,9 12,0 0,1 9,6 9,6 1,0 8,3 10,0 10,2 10,5 10,6 10,6 15,6 18,6 27,3 32,1 34,9 97,6 4,2 0,3 2,0 3,0 19,5 1371634 О При ограничении водопритоков в Из табл.2 видно, что в результате нефтяных скважинах изоляцией водоносограничения водопритоков по предланой части пласта предотвращается гаемому способу обводненность продукобразование стойких эмульсий типа ции снижается и возрастает доля неф"вода в нефти" при лифтировакии нефти ти в продукции скважины 4. в стволе скважины; увеличивается доАналогичные мероприятия были пробыча нефти вследствие перераспредеведены в скважинах 5, 6, 7, 8, 9 по ления фильтрационных потоков в привышеописанной технологии. забойной зоне пласта. Результаты приведены в табл.3. 10 Однозначно определяются причины Т а б л и ц а 3 обводнения и эффективность водного воздействия. Скважина Дополнительно добытая нефть, тыс.т Ф о р м у л а и з о б р е т е н и я 4 5 7 8 9 19,5 15,1 17,4 16,2 13,3 14,7 Предлагаемый способ добычи углеводородов из обводненного пласта имеет следующие преимущества. Уменьшаются затраты на капитальный ремонт скважин почти в 2 раза. Способ добычи углеводородов из обводненного пласта, включающий нагнетание воды в нагнетательную скважину, изоляцию и удаление пластовой 20 воды с нефтью через добывающую скважину, о т л и ч а ю щ и й с я тем, что, с целью повышения эффективности изоляции за счет ограничения водопритока к добывающей скважине, в 25 нагнетаемую воду добавляют частицы магнетита в количестве не менее 16% от ее объема, а в добывающую скважину спускают магнит. 1471634 о ' о -J О8 о о -Г\. -ф Снвашины нагнетательные снбатины ВоЬыВающие Редактор М.Стрельникова Составитель И.Лопакова Техред М.Дидык Корректор Л.Пилипенко Заказ 501/ДСП Тираж 406 Подписное В И П Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР НИИ 113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д . 4/5 Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул. Гагарина,101