Способ ограничения водопритоков в газовых скважинах с аномально низким пластовым давлением

Изобретение относится к области газодобычи, точнее к способам и технологическим составам, используемым при капитальном и текущем ремонте скважин для ограничения притоков пластовых вод в скважинах с аномально низкими пластовыми давлениями.

Давление газа в пласте на газовом месторождении закономерно снижается по мере отбора газа из продуктивного коллектора. Следствием является подъем газоводяного контакта (ГВК) как на месторождении в целом, так и непосредственно с продуктивной скважиной. В зависимости от конкретных геолого-промысловых условий, начиная с некоторого момента пластовая вода начинает двигаться к скважине, попутно разрушая коллектор. Скважина которая заполнена водой перестает работать и требует проведения ремонтных работ по удалению воды и, как правило удалению, поступающего вместе с водой песка. В случае месторождений газа с аномально низким пластовым давлением безопасное проведение ремонтных работ требует применения облегченных жидкостей глушения с низкой фильтруемостью в пласт, что также часто является проблемой.

Известен способ изоляции притока подошвенной воды в газовых скважинах в условиях аномально низких пластовых давлений путем поинтервального закачивания блокирующего агента через затрубное пространство, изолирующего агента через насосно-компрессорные трубы и обеспечения при этом разницы давлений продавки агентов, при этом сначала в скважину закачивают блокирующий и изолирующий агент с различной структурной вязкостью, причем закачка производится при специально рассчитанных режимах закачки. (пат. РФ №2121569, от, 21.06.1996, МПК Е21В 43/32).

Недостатком способа является сложность выполнения работ и работа с реагентами различной структурной вязкости, определение которой затруднено при работе непосредственно на скважине.

Известен способ изоляции водопритока в скважине, включающий закачку в призабойную зону скважины суспензии водорастворимого полимера в органической жидкости, продавку в пласт водой и выдержку во времени, отличающийся тем, что концентрация суспензии равна 21-50 мас. %, в качестве полимера используют полиакриламид и/или его производные, поливиниловый спирт и/или его производные, карбоксиметилцеллюлозу и/или ее производные, создают повышенное давление и выдержку под этим давлением. (Пат. РФ №2188930, от 02.11.2000, МПК МПК Е21В 33/138).

Недостатком способа является низкая плохая фильтруемость предлагаемой суспензии в пласт вследствие высокой концентрации полимера в органической жидкости из-за чего основная масса полимера при таком способе будет отфильтрована в области перфорационных отверстий и не позволит достичь высокой эффективности ограничения водопритоков в скважину.

Известен способ изоляции притока подошвенной воды и крепления прискважинной зоны пласта газовых скважин месторождений с аномально низким пластовым давлением, включающий закачку по насосно-компрессорным трубам - НКТ водоизолирующей композиции, содержащей поливиниловый спирт и состоящей из компонентов, образующих при смешении в пласте непроницаемую зону, продавку ее в пласт, промывку и оставление скважины для образования непроницаемой зоны, причем предварительно закачивают гидрофобизирующую жидкость в объеме, по крайней мере, в два раза превышающем объем водоизолирующей композиции, а водоизолирующая композиция, помимо поливинилового спирта содержит ГКЖ, закачку которой осуществляют в последовательности - сначала поливиниловый спирт, затем буферную жидкость, ГКЖ, буферную жидкость, повторяя эти операции до достижения требуемой высоты интервала изоляции и крепления прискважинной зоны, после чего осуществляют указанные продавку, (Пат. РФ №2245438, от 27.08.2003, МПК Е21В 33/138). Недостатком способа является его сложность.

Известен способ изоляции притока пластовых вод в нефтяные и газовые скважины, включающий закачку состава для селективной водоизоляции, отличающийся тем, что после его закачки дополнительно закачивают гидрофобизирующую жидкость или газ для оттеснения указанного состава от забоя скважины вглубь пласта на расстояние, равное радиусу создаваемого экрана, при этом указанный состав примет форму оболочки, нижняя часть которой при контакте с водой становится непроницаемой для закачиваемых вслед за ним гидрофобизирующей жидкости или газа, а верхняя часть выносится в скважину при ее пуске в работу. (Пат. РФ №2247224, от 06.05.2002, МПК Е21В 33/13)

Недостатком способа является то, что требование расчета радиуса создаваемого экрана можно произвести только в случае однородных пластов, а в случае неоднородных пластов такой расчет представляется неоднозначным.

Известен способ изоляции притока пластовых вод в газовой скважине, включающий закачку в пласт буфера, водоизолирующей композиции, содержащей уретановый предполимер, углеводородный растворитель и воду, продавку ее в пласт, отличающийся тем, что используют в качестве буфера газ с относительной влажностью не менее 10%, в качестве углеводородного растворителя - ацетон, (Пат. РФ №2400617 от, 03.06.2009, МПК Е21В 33/138)

Недостаток способа - использование легковоспламеняющего растворителя - ацетона.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ увеличения добычи нефти изложенный в (пат. заявка РФ: №2016105712, от 19.02.2016 Дата публикации заявки: 24.08.2017 Бюл. №24).

В известном способе увеличения добычи нефти, включающем закачку в пласт через скважину водной гелевой дисперсии, полученной смешением с водой порошкообразной композиции, содержащей обработанный ионизирующим излучением полиакриламид - ПАА и неорганическую соль многовалентного металла, причем, используют ПАА, обработанный ионизирующим излучением дозой 1-15 кГр, а в качестве указанной соли используют - сульфат или хлорид алюминия или хрома при следующем их соотношении, мас. %:

при этом водная дисперсия содержит 0,5-3% масс. указанной композиции в пластовой воде.

Недостатком известного способа является малый радиус обработки пласта вследствие роста давления создаваемого дисперсными гелями во время закачки дисперсных гелей в скважину в призабойной зоне. Целью изобретения является увеличение радиуса обработки пласта и связанное с ним повышение добычи газа за счет снижения притока воды в скважину.

Поставленная цель достигается тем, что в известном способе ограничения водопритоков в газовых скважинах с аномально низким пластовым давлением, включающем приготовление композиции содержащей суспензию полиакриламида обработанного ионизирующим излучением в воде, водный раствор соли многовалентного металла, перед закачкой или во время закачки состава временно изолируют продуктивный интервал пакером или временной блокирующей системой после чего закачивают композицию следующего состава:

- анионный полиакриламид с содержанием карбоксильных групп 20-35%, ограниченно растворимый в воде с рН<1.5 - 0.5-5%

- кислоту, например сульфаминовую кислоту или HCl до 2%.

- соль многовалентного металла, например сульфата хрома или алюминия - 0.02-0.5%

- вода – остальное.

Цель достигается также тем, что в указанном выше способе блокировку продуктивного пласта производят жидкостью глушения или блокирующей системой, с плотностью меньшей, чем плотность полимерной композиции. Закачку композиции в скважину проводят одновременно с закачкой инертного газа и для приготовления суспензии используется гидрофобно-модифицированный полиакрламид.

Сущность изобретения состоит в том, что вода, используемая для приготовления полимерно-гелевой системы и пластовая вода имеют различное значение рН, Первоначально полиакриламид находится в водной среде в виде частично набухшего в воде дисперсного геля, а частично в виде раствора. Гель образуется вследствие того, что применяемый полимер обработан ионизирующим излучением дозой до 10 кГр. Ограничение по дозе связано с необходимостью получения редко сшитого полимера и сохранению в составе полимера растворимого в воде несшитого полимера. Несшитый полимер и дисперсные гели в нейтральной среде взаимодействуют с имеющимися в растворе ионами трехвалентного хрома или алюминия с образованием сплошного геля. В кислой среде с рН менее 1,5 такая реакция идет медленно и система может оставаться стабильной несколько суток, что позволяет ее закачивать в пласт без риска преждевременного гелевобразования в стволе скважины. Кроме того использование гидролизованого полиакриламида позволяет временно снизить набухаемость гелей при рН<1.5 за счет уменьшения диссоциации карбонильных групп полиакриламида, которое наиболее заметно при содержании карбоксильных групп (степени гидролиза) 20-35%, так как обеспечивает наибольшую чувствительность свойств полимерно-гелевой системы к рН водной среды. ПГС с низким значением рН<1.5 имеет меньший объем полимерных гелей и соответственно более высокую текучесть системы. Более текучая система более глубокого проникает в пласт и, следовательно, имеет большую эффективность. Более высокая текучесть системы позволяет использовать при обработке газовых скважин с аномально низким пластовым давлением временные блокирующие системы, что упрощает способ и улучшает его экономические показатели. Повышение рН приводит к понижению текучести, закреплению гелей в поровом объеме и тем самым ограничивает приток воды к скважине. Повышение рН может происходить за счет разбавления ПГС пластовой водой с высоким значением рН, а также после контакта композиции с водой имеющей рН>8. Выдержка свыше 10 часов необходима для обеспечения диффузии пластовой воды в полимерный гель для повышения рН воды связанной гелем. Перед закачкой композиции можно временно изолировать обрабатываемый интервал пласта установкой пакера или во время обработки скважины проводить совместную двухфазную фильтрацию газа и жидкой полимерно-гелевой системы, что создает повышенное сопротивление при фильтрации жидкости в пласт в верхней, продуктивной по газу части интервала перфорации.

Пример 1.

В лабораторных условиях испытаны варианты композиции с различным составом компонентов и изучена текучесть композиции на вискозиметре для буровых растворов ВБР-2. Вискозиметр ВБР-2 предназначен для определения условной вязкости буровых растворов, например на основе глинистой суспензии, применяемых при бурении нефтяных и газовых скважин, но используется также для контроля вязкости разных технологических жидкостей в промысловых условиях. Вискозиметр ВБР-2 представляет собой воронку, испытуемая жидкость в которой истекает через трубку с внутренним диаметром 5 мм и длиной 100 мм. В данном примере была исследована текучесть дисперсных полимерно-гелевых систем в зависимости от содержания в ней полимера, значения рН и применяемой для его регулирования кислоты. Вследствие того что вязкость системы изменяется в очень широком диапазоне (от 1 сП до бесконечности), удобно использовать обратную вязкости величину - текучесть. Величина текучести в этом случае будет изменяться практически в диапазоне 0-1 (если измерять в сП или использовать относительную к воде вязкость). В случае сравнения с водой, текучесть удобно измерять в % от текучести воды в при 20°C. При измерениях на вискозиметре ВБР-2 относительную текучесть ПГС рассчитывали как отношение времени истечения воды к времени истечения испытуемой ПГС при 20°C, выраженное в %. ПГС готовили в два этапа. На первом этапе в 98 г пластовой воды с минерализацией 17 г литр растворили 2 г сульфаминовой кислоты и 0.4 г основного сульфата хрома. Далее навеску 4 г. анионного ПАА со степенью гидролиза 35% смешивали с водой и перемешивали в течении не менее 2-х часов. После этого измеряли рН раствора и время истечения 100 мл системы на вискозиметре ВБР-2 при комнатной температуре. Результаты измерения вязкости представляли в виде отношения времени истечения ПГС к времени истечения воды. Результаты измерений Рн=1, текучесть = 65%, далее к ПГС добавляли 1 г соды в водном растворе и измеряли рН и текучесть системы. Результат - текучесть понизилась до 0.

По аналогии были приготовлены полимерно-гелевые системы с другими компонентами и их концентрациями. Все полученные результаты измерений сведены в таблицу 1

1 - Гидролизовнный полиакриламид, 2 - сульфат хрома основной 3 - сульфат алюминия-калия, 4 - сульфаминовая кислота (NH₂SO₂OH), 5 - текучесть по отношению к текучести воды измеренной на вискозиметре ВБР-2

Пример 2.

В данном примере смоделированы условия движения флюидов в продуктивном коллекторе, возникающие при закачке в пласт ПГС через скважину и при обратном движении пластовой воды из пласта в скважину. При реализации способа исследовали фактор остаточного сопротивления в модели пласта после его обработки ПГС. Для моделирования условий фильтрации в обводненном интервале перфорации газовой скважины использовали трубчатую модель пласта, заполненную кварцевым песком газового месторождения проницаемостью 900 мДарси. Параметры модели пласта: - диаметр 28 мм длина - 200 мм. Моделирование способа включало два этапа. На первом этапе готовили полимерно-гелевую систему и продавочную воду следующим образом. Для приготовления полимерно-гелевой системы к 100 граммам пластовой воды с минерализацией 17 г л добавили 1 г соляной кислоты (ГОСТ 3118-77), 0,1 г порошка основного сульфата хрома марки «Хромотель XGS», после чего к этому раствору при перемешивании добавили 2 г высокомолекулярного полиакриламида со степенью гидролиза 32%, обработанного ионизирующим излучением 4,0 кГр. продавочную воду готовили растворением 2 г кальцинированной соды в 100 г пластовой воды. Измеренное значение рН=1. Полученную полимерно-гелевую систему закачали в модель пласта со скоростью 14 мл в минуту, до возрастания давления до 25 атм и продавили в модель пласта 20 мл продавочной водой. Далее остановили закачку на 24 часа. После остановки провели закачку в пласт пластовой воды в обратном направлении - для моделирования притока пластовой воды в скважину. В результате давление на входе в модель пласта при обратной фильтрации воды возросло до 65 атм и стабилизировалось на этом уровне даже после закачки 10 поровых объемов пластовой воды.