Способ глушения скважины Советский патент 1979 года по МПК E21B43/00 

.:. - 1 : ; , .ч. Ивобретение относится к добыче нефги, в частности, к подземному ремонту нефтяных скважин, а именно, к способам регулирования тока нефти в скважине при подземном ремонте в случае добычи нефти с помощыр насосов. Известен способ глушения скважины при подземном ремонте путем прекращения отбора нефти и закачивания в скважину вадавочной жидкости, в котором предотвращают изменение фильтрационной характеристики породы в призабойной зоне)используя в качестве задавочной жидкости нефть ll . Однако данный способ может быть испопьзойан только при невысоком Пластовом давлений. Технология использован способа сложна. Известен способ глушения скважины, включающий создание давления на забое, равного пластовому, а на устье -. атмосферному, путем закачивания в нее задавочйой жидкости С23 . Недостатком известного способа является изменение фильтрационной характеристики приэабойной зоны. Целью Изобретения является предогвращение изменения фильтрационной характеристики призабойной зоны. Достигается поставленная цель тем, что перед закачкой задавочной жидкости в скважину подают газообразный агент, подачу которого прёкЕзата&Ют при установлении на забое скважины давления, равного пластовому, и При закачивании продавочной жидкости поддерживают это давление постоянным, снижая давление газообразного агента пропорционально давлению, создаваемому суцмарным столбом пластовой и задавочной жидкости. Способ реализуется, следующим образом. После отключения насоса подачу газообразного агента в затрубное пространство скважины осуществляют при конт роле за изменением давления в затруб- , ном пространстве - Р . Верхний «р дел давления Ропределяется прочзатр. ностью фонтанной арматуры и колонны. Нижний - величиной давления в затру&ном пространстве в начале подачи газо образного агента - Р( о). . затр. Конечным результатом подачи газообразного агента в идеальном случае является выполнение условия: Р ° cons-t , что в свою очередь со затр., ответствует условию: Р а Р W const, где Р - давление в забое скважины заб. Р - пластовое давление, пл. При этом высота столба Н пласт .. вой жидкости в скважине составит: Р Р о - пр. эатр, пл. пл. где )Г - удельный вес пластовой жид ПЛо Закачивание задавочной жидкости ос ществляют так, чтобы выполнить условие: .Pic..ctTp.-t)+ Hxt) -Уср.(О const, где Н (t ) - суммарная высота столба пластовой и задавочной жидкости; Yep. () - средний удельный вес сто ба жидкости, Ь - время. При этом следует отметить, что Ytfp в выражении (З) переменно во времени Y .,,.().СО Уср.а)- где H.B-Ct; ТЕ - условная высота сто ба задавочной жидкости;) - объем задавочной жи кости, закаченный в скважину за период времени Ч ; - площадь поперечного сечения скважины; Yg - удельньй вес задаво ной жидкости. То есть, изменение YCP определяет высотой столба аадаврчной жидкости на данный момент времени. . 5fi4 Объем жидкости, которую необходимо закачать в сксажину определяется выражением:Р-Ч V8, у(Р„д-Р „-у„.НпА.%С5) где Y - коэффициент запаса, например У - 1,05 Татм. атмос(|)ерное давление. Конкретную величину Нпд. определяют волнометрированием скважины (волнометром). Необходимым условием процесса подготовки скважины к ремонту является выполнение неравенства: Втак р - l-ckeHnA.; (б) где L скь. - глубина скважины, что предотвращает возможность самоизлива задавочной жидкости. Из неравенства (б) получают значение минимального допустимого удельного веса ХйАпп задавочной жидкости: затй -о) ctTM гаАоп,уупА. 1|.()(рпА.- ;;г1-с.в.) в выражении () Pjorp (о ) соответствует моменту начала додачи зада- вочной жидкости to. Для каждой скважины величины РПА. , Ynv ЬСХБ V являются заданными. Поэтому в каждом конкретном случае находят оптимальные величины Y . и Pjcatp. Однако, при заданном Pjerpнапример, из условия прочности труб и фонтанной арматуры, задача сводится к однозначному определению Y вдоп. по выражению(7). Пример осуществления способа. Прекращают отбор нефти путем, отключения насоса, подают в затрубное . пространство газообразньтй агент под давлением. Например, для скважины глубиной 1700 м, пластовым давлением 17 МПа и удельным весом пластовой жидкости 950 кг/см газообразный агент нагнетают в скважину до устано&ления на устье постоянного давления, равного 5 МПа, определяемого ив усовия прочности труб. В качестве газобразного агента используют попутный аз, продукты сгорания или нейтральный гае, например, азот.