Patent RU-2754552-C1 (RU)
Inventor: Ziiatdinov Radik Ziauziatovich
IPC: E21B43/22
Filed: 2021-03-10
Granted: 2021-09-03
Abstract: Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к технологиям глушения добывающих скважин при ремонте и проведении профилактических работ скважины с двумя и более продуктивными пластами. Способ включает спуск в скважину эксплуатационной подвески, состоящей из колонны труб и насоса, расположенного в скважине выше продуктивных пластов, закачку в скважину задавочной жидкости. По первому варианту, не более чем за 3 суток до глушения скважины определяют пластовое давление в каждом пласте скважины, определяют плотность задавочной жидкости в зависимости от пластовых давлений продуктивных пластов по приведенному математическому выражению. В качестве задавочной жидкости применяют водный раствор поверхностно-активного вещества плотностью, соответствующей рассчитанной плотности задавочной жидкости. Определяют объём задавочной жидкости для глушения скважины. При разнице между давлениями пластов не более 3 МПа закачку задавочной жидкости в ствол скважины выполняют в два цикла. В первом цикле по межтрубному пространству добывающей скважины производят закачку задавочной жидкости до нижнего конца колонны труб, спущенной в скважину, после чего осуществляют технологическую выдержку в течение 3-4 часов. Затем производят второй цикл замены скважинной жидкости задавочной жидкостью от нижнего конца колонны труб до устья закачкой задавочной жидкости по колонне труб, не превышая при этом давления, допустимого на эксплуатационную колонну до выхода задавочной жидкости из межтрубного пространства на устье скважины. Причем если отсутствует избыточное давление в скважине, то замещение скважинной жидкости производят в процессе подъема эксплуатационной подвески с доливом задавочной жидкости плотностью 1180 кг/м 3  в межтрубное пространство скважины насосным агрегатом. По второму варианту при разнице между давлениями пластов более 3 МПа для предотвращения поглощения задавочной жидкости пластом с меньшим пластовым давлением сначала закачивают временно блокирующую жидкость в продуктивный пласт с наименьшим пластовым давлением. Причём в качестве временно блокирующей жидкости применяют высоковязкую обратную эмульсию плотностью 1200-1300 кг/м 3  на нефтяной основе, а объём временно блокирующей жидкости определяют исходя из высоты пласта с наименьшим пластовым давлением в расчёте 2 м 3  на 1 м высоты пласта. Причем сначала производят предварительный цикл закачки высоковязкой обратной эмульсии с плотностью, превышающей расчётную плотность задавочной жидкости, в межтрубное пространство скважины при открытой трубной задвижке на устье скважины. При достижении высоковязкой обратной эмульсией нижнего конца подвески насоса трубную задвижку на устье скважины закрывают. Затем по межтрубному пространству добывающей скважины производят первый цикл закачки задавочной жидкости до нижнего конца подвески, при этом  высоковязкая эмульсия попадает в пласт с наименьшим пластовым давлением и блокирует его. После чего осуществляют технологическую выдержку в течение 3-4 часов. Затем производят второй цикл замены скважинной жидкости задавочной жидкостью от нижнего конца колонны труб до устья закачкой задавочной жидкости по колонне труб, не превышая при этом давления, допустимого на эксплуатационную колонну до выхода задавочной жидкости из межтрубного пространства на устье скважины. Техническим результатом является повышение качества глушения скважины, сохранение коллекторских свойств пласта (пластов), возможность проведения глушения скважины с несколькими пластами с разными пластовыми давлениями. 2 н.п. ф-лы, 3 пр., 1 табл., 5 ил.