способ глушения нефтяных и газовых скважин

Формула изобретения

1. Способ глушения нефтяных и газовых скважин, включающий получение сшитого ионизирующим излучением полиакриламида ПАА, закачку в скважину состава, содержащего указанный ПАА, буферной жидкости, долив скважины жидкостью, отличающийся тем, что осуществляют получение сшитого ионизирующим излучением ПАА путем обработки ПАА в твердой фазе ионизирующим излучением с дозой 2,7-10 Мрад, закачку в качестве указанного состава суспензии 5-40% указанного сшитого ПАА в органической жидкости - газовом конденсате, бензине или диэтиленгликоле ДЭГ, затем буферной жидкости, содержащей, мас.%: указанный сшитый ПАА 1,0-3,0, дисперсный мел или древесная мука 0,5-10,0, по крайней мере, один из низших одно-, двух-, трехатомных спиртов 1,0-50,0, вода остальное, а долив скважины жидкостью, в качестве которой используют 1-50%-ный водный раствор, по крайней мере, одного из низших одно-, двух-, трехатомных спиртов.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что содержание воды в буферной жидкости не менее 50 мас.%

3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что используют метиловый спирт, ДЭГ.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано в глушении скважин при проведении подземных и капитальных ремонтов, в том числе в условиях высокой проницаемости пласта в эксплуатируемом продуктивном пласте, сверхпоглощений скважинной жидкости, высокого газового фактора.

Известен способ глушения скважин, включающий закачку в пласт под избыточным давлением состава, полученного путем приготовления водного раствора соли - азотнокислого кальция - 30-50 мас.%, добавления в него 0,5-0,8 мас.% радиализованного -облучением дозой 0,5-2,5 Мрад полиакриламида с последующим выстаиванием в течение 6 ч, долив скважины технологической жидкостью, на которой работали до ремонта скважины (1).

Наиболее близким аналогом для заявленного способа является способ глушения нефтяных и газовых скважин, включающий получение сшитого ионизирующим облучением полиакриламида путем обработки водного раствора, содержащего 0,4-0,8 мас.% полиакриламида, -излучением с дозой 0,5-2,5 Мрад, закачку в скважину декольматирующей жидкости - раствора фосфата натрия с добавкой ПАВ, затем буферной жидкости - водного раствора ПАВ или метанола, после нее - описанного выше водного раствора полиакриламида, облученного указанной дозой, и долив скважины жидкостью - продавливающей утяжеленной жидкостью (2).

Недостатком данного способа является его низкая эффективность в большинстве практически важных случаев, в частности в пластах с аномально низким пластовым давлением и в суперколлекторах, поскольку градиенты давления на входе в пласт могут достигать 5,0-10, МПа, а свойства полимера, полученного указанным путем, способны удержать перепады давления не более 1 МПа.

Задачей изобретения является повышение эффективности глушения скважин в условиях высокой проницаемости пласта.

Указанная задача решается тем, что в способе глушения нефтяных и газовых скважин, включающем получение сшитого ионизирующим излучением полиакриламида ПАА, закачку в скважину состава, содержащего указанный ПАА, буферной жидкости - водного раствора спирта, долив скважины жидкостью, осуществляют получение сшитого ионизирующим излучением ПАА путем обработки ПАА в твердой фазе ионизирующим излучением с дозой 2,7-10 Мрад, закачку в качестве указанного состава - суспензии 5-40% указанного сшитого ПАА в органической жидкости - газовом конденсате, бензине или диэтиленгликоле ДЭГ, затем указанной буферной жидкости, содержащей, мас.%: указанный сшитый ПАА 1,0-3,0, дисперсный мел или древесная мука 0,5-10,0, по крайней мере, один из низших одно-, двух-, трехатомных спиртов 1,0-50,0, вода остальное, а долив скважины жидкостью, в качестве которой используют 1-50%-ный водный раствор, по крайней мере, одного из низших одно-, двух-, трехатомных спиртов. Причем, предпочтительно, содержание воды в буферной жидкости не менее 50 мас.%, - в качестве низшего спирта используют метиловый спирт, ДЭГ.

Использование при глушении скважин заявленным способом порошка полиакриламида ПАА, обработанного ионизирующим излучением в твердой фазе, позволяет получать при дальнейшем смешении с водой дисперсные гели. Такие гели могут быть транспортированы в инертной жидкости-носителе на забой скважины. В качестве инертной жидкости можно использовать дизельное топливо, газовый конденсат, диэтиленгликоль. В инертной жидкости ПАА не набухает и его вязкость остается близкой к вязкости жидкости. При этом необходимо, чтобы величина дозы ионизирующего излучения находилась в пределах 2,7-10 Мрад (27-100 кГр). При дозе менее нижнего указанного значения образуются редкосшитые гели, которые не обеспечивают необходимую прочность и разрушаются при создании перепада давления на входе в пласт до 0,4 МПа. При дозе выше верхнего указанного значения образуются чрезмерно жесткие гели, которые по своим фильтрационным свойствам аналогичны суперколлектору и не оказывают блокирующего эффекта.

После достижения забоя искважины и отфильтровывания частиц ПАА на стенках породы производят закачку буферной жидкости - водосодержащей системы, указанный, по крайней мере, один спирт, указанный ПАА, наполнитель - мел, древесную муку, до повышения давления на устье скважины не менее чем на 5 атм. Вода первоначально заполняет поровое пространство в слое частиц ПАА, после чего происходит их разбухание. Разбухшие частицы геля перекрывают каналы фильтрации и надежно предотвращают уход жидкости при глушении в пласт. Содержание воды в водной системе предпочтительно не менее 50 мас.%, что обеспечивает необходимые степень набухания частиц ПАА и прочность геля. Для повышения надежности блокирования поровое пространство заполнено водной системой, которая содержит 0,5-10% наполнителя - дисперсных частиц мела или древесной муки. При более высоких, чем 10%, концентрациях этой дисперсной фазы происходит седиментация этих частиц. Дисперсные частицы образуют гелево-дисперсную корку на поверхности породы и тем самым препятствуют фильтрации.

Содержание в водной системе указанного ПАА обеспечивает также возрастание прочности гелевой корки на поверхности породы.

Концентрация ПАА не должна быть выше 3% из-за чрезмерного возрастания вязкости.

Разбухшие гелевые частицы, а также дисперсный наполнитель могут быть удалены при вызове притока флюида из скважины и при дополнительной промывке водой или раствором кислоты.

Пример.

Для проведения опытного глушения выбрана скважина глубиной 1240 м и диаметром эксплуатационной колонны 168 мм. Пластовое давление 30 атм. Общий интервал перфорации 76 м, в том числе суперколлектора - 6 м. Перед глушением скважины порошкообразный ПАА обработали ионизирующим излучением дозой 5 Мрад (50 кГр). Далее его смешали в отдельном чанке с диэтиленгликолем с получением 30%-ной суспензии. В другом чанке приготовили буферную жидкость смешением, мас.%: воды - 51, указанного ПАА - 3, мела МТД-2-10, диэтиленгликоля - 36. В другой емкости приготовили 25%-ный раствор диэтиленгликоля.

Глушение скважины проводили следующим образом:

Стравили давление с трубного и затрубного пространства и закачали в НКТ блокирующую жидкость - указанную суспензию ПАА в инертной жидкости, после чего закачали буферную жидкость и вслед за ней жидкость для долива скважины (жидкость глушения) - указанный 25%-ный раствор до возрастания устьевого давления. Параметры проведения технологической операции - начальное давление Рн=0 кг/см³, конечное давление Рл=70 кг/см³ . Произвели закачку жидкости глушения в затрубное пространство. Через 12 часов уровень жидкости составил 20 м. В дальнейшем в течение месячного периода осложнений в скважине со стороны блокирующей системы не отмечено.

Источники информации

1. Патент РФ №1743249, Е 21 В 33/138, опубл.27.01.1995.

2. Патент РФ №2111345, Е 21 В 43/12, опубл.20.05.1998.

Таблица
№ п/п	Концентрация ПАА в суспензии инертной жидкости	Доза ионизи рующего излучения, Мрад	Жидкость для долива низшего спирта, %	Состав буферной жидкости, мас.%					Предельное давление фильтра ции, МПа
				сшитый ПАА	дисперсный мел	Древесная мука	низший спирт	вода
1	20(жидкость - газовый конденсат)	3,0	1(метиловый)	1,0	0,5		2(ме-тиловый)	96,5	5,0
2	5,0(жидкость-бензин)	6,0	10(ДЭГ)	2		1	10(ме-тиловый)	87	5,0
3	30(жидкость - ДЭГ-диэтиленгликоль)	2,7	10 (метиловый)	3	10		36(ДЭГ)	51	5,0
4	40(жидкость - бензин)	5,0	25(ДЭГ)	2	8	-	25(ДЭГ	60	5,0
5	40(жидкость - газовый конденсат)	7,0	40 (метиловый)	3		7	40(ме-тиловый)	50	5,0
6	40(жидкость - бензин)	10,0	10 (ДЭГ)	1		9	30 (ДЭГ)	55	5,0