Способ восстановления призабойной зоны пласта газовой скважины

Способ восстановления призабойной зоны пласта газовой скважины

Реферат

 

Изобретение относится к газодобывающей отрасли промышленности и может быть использовано для восстановления призабойной зоны пласта и изоляции заколонного водопритока при капитальном ремонте газовых скважин. Обеспечивает повышение эффективности и надежности восстановления призабойной зоны пласта с одновременной изоляцией заколонного водопритока при сохранении коллекторских свойств пласта. Сущность изобретения: приготавливают нефтеэмульсионный тампонажный раствор. Объем порций нефтеэмульсионного тампонажного раствора и продавочной жидкости рассчитывают по эмпирическим формулам. Закачивают и продавливают его по колонне насосно-компрессорных труб. Одновременно отбирают газ по колонне насосно-компрессорных труб. Постепенно повышают депрессию на пласт до начала выноса пластовой воды. В процессе закачивания и продавливания нефтеэмульсионного тампонажного раствора сравнивают значение текущего устьевого давления газа с его максимально допустимой величиной. Ее определяют по эмпирической формуле. По достижении устьевого давления газа максимальной величины начинают стравливать газ. Темп стравливания рассчитывают по эмпирической формуле. Газ стравливают до момента окончания закачивания и продавливания нефтеэмульсионного тампонажного раствора. Глушат скважину. Вымывают излишки тампонажного раствора. Удаляют стакан из эксплутационной колонны. Очищают зумпф. Ожидают отверждение тампонажного раствора. Осваивают скважину. 1 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к газодобывающей отрасли промышленности и может быть использовано для восстановления призабойной зоны пласта и изоляции заколонного водопритока в интервале забоя закрытой конструкции при капитальном ремонте газовых скважин.

Анализ существующего уровня техники показал следующее: известен способ крепления рыхлых песков на подземных хранилищах газа, включающий удаление песчаной пробки из ствола заглушенной скважины, спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером и установку его над верхней границей интервала перфорации, освоение скважины, закачивание в колонну НКТ смолы из фенолоспирта в объеме, равном объему порового пространства пласта с радиусом в 1 метр, продавливание последней в пласт углеводородной жидкостью, закачивание теплого газа в пласт в период отверждения смолы, ввод скважины в эксплуатацию (см. Ширковский А.И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. Учебник для вузов. Москва, Недра, 1987, с. 79-81).

Недостатками известного способа являются неэффективность и ненадежность восстановления призабойной зоны пласта, невозможность изоляции заколонного водопритока, ухудшение эксплуатационных характеристик системы "восстановленная призабойная зона пласта - скважина", продолжительность капитального ремонта скважин. Это обусловлено следующими причинами: действие способа основано на закреплении рыхлого песка затвердевшей смолой, заполняющей его поровое пространство. Коллекторские свойства упрочненной таким образом породы неизбежно ухудшаются за счет уменьшения ее эффективной пористости. Прискважинная каверна в разрушенной призабойной зоне пласта по известному способу не ликвидируется. При большом объеме указанной каверны смола скапливается в ее нижней части, не проникая в поровое пространство рыхлого песка. В результате указанная часть фильтровой зоны скважины оказывается закольматированной непроницаемым монолитом из отвержденной смолы. Неупрочненный песок в сводовой части каверны обрушается при освоении скважины и кольматирует ее оставшуюся фильтровую зону. При полном заполнении смолой каверны малого объема после ее отверждения фильтровая часть скважины теряет пропускающую способность; изоляция нижнего заколонного водопритока основана на заполнении трещин в цементном кольце вокруг эксплуатационной колонны и нижней части прискважинной каверны непроницаемым монолитом из отвержденной смолы. При смешении смолы из фенолоспирта и пластовой воды в указанных зонах разрушения образуется неотверждающаяся смесь, вымываемая из нее при интенсивном заколонном водопритоке, и канал водопритока не ликвидируется. При ликвидации заколонного канала водопритока поток пластовой воды перераспределяется в сообщающиеся поры упрочненного песка. Кроме того, при успешной ликвидации нижнего заколонного водопритока необходим дополнительный комплекс работ по восстановлению призабойной зоны пласта, одновременно способ предусматривает предварительное глушение скважины, что увеличивает продолжительность капитального ремонта; известен способ создания заколонного искусственного фильтра в нефтяной скважине, включающий глушение скважины, удаление песчаной пробки, спуск НКТ до нижней границы интервала перфорации, приготовление тампонажного раствора - Контарен-2, - последовательное закачивание в НКТ разделительной порции нефти и тампонажного раствора, продавливание тампонажного раствора по колонне НКТ при открытом затрубном пространстве до выхода последнего в интервал перфорации, закрытие затрубного пространства и продавливание тампонажного раствора через перфорационные отверстия в призабойную зону пласта, прекращение продавливания при повышении давления в затрубном пространстве до давления опрессовки колонны или после продавливания всего объема тампонажного раствора из НКТ, удаление излишков тампонажного раствора из НКТ обратной промывкой, создание репрессии на пласт, ожидание отверждения тампонажного раствора, освоение скважины (см. М.О. Ашрафьян, О.А. Лебедев, Н.М. Саркисов. Совершенствование конструкций забоев скважин. Москва, Недра, 1987, с. 102).

Недостатками известного способа являются низкая эффективность и ненадежность восстановления призабойной зоны пласта, невозможность изоляции заколонного водопритока, ухудшение эксплуатационных характеристик системы "восстановленная призабойная зона пласта - скважина", продолжительность капитального ремонта скважины, недостаточная безопасность при реализации способа. Это обусловлено следующими причинами: разрушенная призабойная зона пласта в виде прискважинной каверны и каналы разрушения в самом пласте и цементном кольце вокруг эксплуатационной колонны предварительно не очищаются. В результате продукты разрушения породы и цементного камня закупоривают указанные каналы при продвижении по ним задавливаемого тампонажного раствора, не обеспечивая его глубокого проникновения. Тампонажный раствор транспортируется на забой по скважине, заполненной жидкостью глушения, и задавливается в прискважинную зону разрушения, заполненную пластовой водой. Из-за смешения тампонажного раствора с указанными жидкостями снижается его растекаемость, что приводит к росту давления при задавливании загустевшего тампонажного раствора в прискважинную зону разрушения. Совокупность указанных факторов обуславливает неполное заполнение каверны. Кроме того, разбавление тампонажного раствора пластовой водой и жидкостью глушения приводит к ухудшению механических и фильтрационных характеристик формирующегося из него камня вплоть до образования неотверждающейся смеси. Удаление излишков тампонажного раствора из ствола скважины методом обратной циркуляции при неподвижном расположении башмака НКТ у нижней границы интервала перфорации не обеспечивает очистку перфорационных отверстий. В результате они остаются заполненными сформировавшимся камнем, что резко увеличивает фильтрационное сопротивление системы "восстановленная призабойная зона пласта - скважина"; применяемый тампонажный раствор Контарен-2 после отверждения формирует газоводопроницаемый камень, а это в свою очередь обуславливает необходимость проведения дополнительного комплекса работ по изоляции заколонного водопритока. Кроме того, способ реализуют в заглушенной скважине, что требует дополнительных временных затрат на капитальный ремонт; контроль за процессом заполнения разрушенной призабойной зоны пласта тампонажным раствором возможен только в скважинах, удерживающих статический уровень на устье. В газовых скважинах с аномально низкими пластовыми давлениями статический уровень опускается ниже устья, что затрудняет осуществление указанного контроля вплоть до невозможности; в качестве прототипа взят способ укрепления призабойной зоны пласта газовой скважины, включающий глушение скважины, промывку скважины в интервале перфорации эксплуатационной колонны и зумпфа, приготовление тампонажного раствора - цементно-соляро-керамзитовой смеси, - образующего газопроницаемый камень после отверждения, закачивание и продавливание его по колонне НКТ продавочной жидкостью через перфорационные отверстия эксплуатационной колонны, вымывание излишков тампонажного раствора из колонны НКТ и заколонного пространства НКТ, ожидание отверждения тампонажного раствора, разбуривание цементно-керамзитового стакана до нижней границы интервала перфорации эксплуатационной колонны, освоение скважины (см. Басарыгин Ю.М., Макаренко П. П. , Мавромати В.Д. Ремонт газовых скважин. Москва, Недра, 1998, с. 110-111).

Недостатками известного способа являются низкая эффективность и ненадежность восстановления призабойной зоны пласта, невозможность изоляции заколонного водопритока, ухудшение эксплуатационных характеристик системы "восстановленная призабойная зона пласта - скважина", продолжительность капитального ремонта скважин, недостаточная безопасность при реализации способа. Это обусловлено следующими причинами: разрушенная призабойная зона пласта в виде прискважинной каверны и каналы разрушения в самом пласте и цементном кольце вокруг эксплуатационной колонны предварительно не очищаются. В результате продукты разрушения породы и цементного камня закупоривают указанные каналы при продвижении по ним задавливаемого тампонажного раствора. Керамзитовая составляющая тампонажного раствора размером 0,4-2,5 мм также препятствует его глубокому проникновению в каналы разрушения. Тампонажный раствор транспортируется на забой по скважине, заполненной жидкостью глушения, и задавливается в прискважинную зону разрушения, заполненную пластовой водой. Применяемый тампонажный раствор - цементно-соляро-керамзитовая смесь - при смешении с указанными жидкостями теряет свою стабильность. Керамзитовые частицы осаждаются в нижнюю часть прискважинной каверны. При приложении забойного давления в них отфильтровывается вода из окружающего частицы гидратированного цемента. В результате частицы оказываются слабосвязанными непрочным цементным камнем. Указанный комплекс легко разрушается при освоении и эксплуатации скважины. Верхняя часть прискважинной каверны заполняется цементно-соляровой смесью, легко проникающей в поровое пространство пласта-коллектора. При незначительном разбавлении водой цементно-соляровая смесь отверждается. При значительном разбавлении образуется неотверждающаяся смесь. В обоих указанных случаях верхняя фильтровая зона скважины и прилегающая к каверне часть пласта-коллектора оказываются закольматированными вплоть до потери пропускающей способности; удаление стакана из эксплуатационной колонны методом разбуривания после отверждения тампонажного раствора не обеспечивает очистку перфорационных отверстий. В результате они остаются заполненным сформировавшимся камнем, что резко увеличивает фильтрационное сопротивление системы "восстановленная призабойная зона пласта - скважина". Возникающая при разбуривании цементного камня вибрация эксплуатационной колонны разрушает камень в восстановленной призабойной зоне пласта; применяемый тампонажный раствор - цементно-соляро-керамзитовая смесь - после отверждения формирует газоводопроницаемый камень, что обуславливает необходимость проведения дополнительного комплекса работ по изоляции заколонного водопритока; контроль за процессом заполнения разрушенной призабойной зоны пласта тампонажным раствором возможен только в скважинах, удерживающих статический уровень на устье. В газовых скважинах с аномально низкими пластовыми давлениями статический уровень опускается ниже устья. Осуществление указанного контроля становится возможным, если в процессе заполнения прискважиной зоны разрушения уровень жидкости поднимется до устья. Это требует применения избыточного объема тампонажного раствора по сравнению с объемом зоны разрушения. Если уровень не поднимается до устья, контроль невозможен, и процесс заполнения прискважинной каверны неуправляем. В обоих случаях возможен прорыв продавочной или промывочной жидкости через тампонажный раствор, доставленный в прискважинную каверну. В этом случае образуется сквозной канал, а разрушенная призабойная зона остается невосстановленной. Способ предусматривает специальную предварительную операцию глушения скважины, что увеличивает продолжительность капитального ремонта, а также снижает начальную продуктивность скважины.

Технический результат, который может быть получен при осуществлении предлагаемого изобретения, сводится к следующему: повышаются эффективность и надежность восстановления призабойной зоны пласта с одновременной изоляцией заколонного водопритока при сохранении коллекторских свойств пласта за счет создания в разрушенном заколонном пространстве целостного камня избирательной проницаемости, увеличения полноты заполнения каверны в заколонном пространстве тампонажным раствором, уменьшения разбавления последнего пластовой водой и продавочной жидкостью; улучшаются эксплуатационные характеристики системы "восстановленная призабойная зона пласта - скважина" за счет очистки перфорационных отверстий эксплуатационной колонны и увеличения площади фильтрации за ними; повышается безопасность реализации способа за счет возможности контроля за процессом; сокращается продолжительность капитального ремонта скважины за счет одновременного проведения работ по восстановлению призабойной зоны пласта и изоляции заколонного водопритока, исключения предварительной операции глушения.

Технический результат достигается с помощью известного способа, включающего приготовление тампонажного раствора, образующего газопроницаемый камень после отверждения, закачивание и продавливание его по колонне НКТ продавочной жидкостью через перфорационные отверстия эксплуатационной колонны, глушение скважины, вымывание излишков тампонажного раствора из колонны НКТ и заколонного пространства НКТ, удаление стакана из эксплуатационной колонны до нижней границы интервала перфорации, очистку зумпфа, ожидание отверждения тампонажного раствора, освоение скважины, в котором готовят нефтеэмульсионный тампонажный раствор (НТР), содержащий воду и углеводородную жидкость в соотношении мас. ч. , равном 1:0,63-0,83, и массовым соотношением жидкой и твердой фазы 1,04-1,26, образующий как газопроницаемый, так и водонепроницаемый камень после отверждения, дополнительно отбирают газ по колонне НКТ с постепенным повышением депрессии на пласт до начала выноса пластовой воды, закачивают газ в пласт по колонне НКТ до достижения установившегося режима фильтрации, останавливают скважину, замеряют установившееся устьевое давление газа в колонне НКТ и заколонном пространстве НКТ, осуществляют непрерывно контроль текущего устьевого давления газа в заколонном пространстве НКТ в процессе закачивания и продавливания НТР по колонне НКТ, сравнивают значение последнего с момента закачивания порции НТР, объем которой рассчитывают по формуле где V_{n НТР} - объем порции НТР, м³; Р_{заб доп} - максимально допустимое забойное давление в скважине, Па; S_НКТ - площадь внутритрубного пространства НКТ, м²; _НTР- плотность НТР, кг/м³; q - ускорение свободного падения, м/с², или объема всего приготовленного НТР и порции продавочной жидкости, объем которой рассчитывают по формуле где V_{п пж} - объем порции продавочной жидкости, м³; V_НТР - объем всего приготовленного НТР, м³; _пж - плотность продавочной жидкости, кг/м³, с его максимально допустимой величиной, предварительно определяемой по формуле где Р_{у зп} - максимально допустимое устьевое давление в заколонном пространстве НКТ, Па; S_зп - площадь заколонного пространства НКТ, м²; V_НТР - текущий объем закаченного НТР, м³; V_пж - текущий объем закаченной продавочной жидкости, м³, причем при достижении текущего значения устьевого давления газа в заколонном пространстве НКТ его максимально допустимой величины стравливают газ из заколонного пространства НКТ с темпом, рассчитываемым по формуле где P_{у зп}(t) - темп стравливания газа из заколонного пространства НКТ, Па/с; Q - подача насоса, м³/с, до момента окончания закачивания и продавливания НТР, при недостижении текущего значения устьевого давления газа в заколонном пространстве НКТ его максимально допустимой величины после окончания продавливания НТР закачивают техническую воду в заколонное пространство НКТ с одновременным контролем устьевого давления в колонне НКТ до достижения текущего значения устьевого давления в колонне НКТ величины, определяемой по формуле где Р_{у НКТ} - максимально допустимое устьевое давление в колонне НКТ при закачивании продавочной жидкости в заколонное пространство НКТ, Па; L_НКТ - глубина спуска НКТ, м; h_НТР - высота столба НТР, оставляемого в колонне НКТ в момент окончания продавливания НТР, м, а глушение скважины производят после продавливания НТР одновременно с вымыванием излишков НТР из колонны НКТ и заколонного пространства НКТ путем закачивания продавочной жидкости в колонну НКТ с одновременным регулированием давления в колонне НКТ посредством стравливания газожидкостной смеси из заколонного пространства НКТ с темпом роста устьевого давления в колонне НКТ, определяемым по формуле где P_{у НКT}(t) - темп роста устьевого давления в колонне НКТ, Па/с, до величины максимально допустимого устьевого давления в колонне НКТ в момент полного вымывания НТР из колонны НКТ, определяемой по формуле P_{у НКT1}= P_{заб доп} - _пжqL_НКТ, где Р_{у НКТ1} - максимально допустимое устьевое давление в колонне НКТ в момент полного вымывания НТР из колонны НКТ, Па, а вымывание излишков НТР из заколонного пространства НКТ осуществляют при постоянном достигнутом максимально допустимом устьевом давлении в колонне НКТ, после чего удаляют стакан из эксплуатационной колонны до нижней границы интервала перфорации вымыванием и очищают зумпф. Причем преимущественно готовят НТР следующего состава, мас.ч.: Тампонажный портландцемент - 100 Древесные опилки - 5-8 Кальцинированная сода - 3-10 Поливиниловый спирт - 0,8-0,9 Дизельное топливо - 44-56 Вода - 59-82 Для эксплуатации газоносных коллекторов и пластов резервуаров подземного хранилища газа (ПХГ), представленных чередованием неоднородных газо-водоносных и глинистых пропластков используют скважины с закрытой конструкцией забоя. Продуктивный комплекс полностью разбуривают, обсаживают эксплуатационной колонной, которую цементируют в нем и перфорируют. Длительная эксплуатация скважин в форсированном режиме приводит к разрушению коллектора в призабойной зоне пласта и цементного камня вокруг эксплуатационной колонны. В результате выноса породы в призабойной зоне пласта образуются каверна и суффозионные каналы, уходящие вглубь коллектора. Продукты разрушения поступают в ствол скважины, формируют песчано-глинистые пробки вплоть до полного перекрытия интервала перфорации и закупорки НКТ. Разрушенный цементный камень вокруг эксплуатационной колонны является каналом для заколонного водопритока, интенсифицирующего разрушение коллектора в призабойной зоне пласта и приводящего к самоглушению скважины. Вибрация незакрепленной обсадной колонны при движении газа и воды приводит к ее разрушению. Капитальный ремонт таких скважин должен заключаться в восстановлении разрушенной призабойной зоны пласта. Для этого зону разрушения - каверну, суффозионные каналы и очищенное кольцевое пространство - заполняют НТР, образующим после затвердения целостный камень, проницаемый для газа, но непроницаемый для воды. При этом высокая вязкость НТР исключает его проникновение в поровое пространство породы, что сохраняет исходные коллекторские свойства пласта. Сформировавшийся камень обладает избирательной проницаемостью, по всей монолитной структуре исключает поступление пластовой воды в скважину, в том числе и заколонного водопритока. Наличие целостного газопроницаемого камня в восстановленной призабойной зоне пласта приводит к перераспределению градиентов давления и скоростей радиальной фильтрации газа. Максимальные градиенты, возникающие в области, прилегающей к зоне разгрузки фильтрационного потока газа, перемещаются со стенок каверны в область камня. Большая площадь фильтрации по наружной поверхности камня снижает указанные градиенты в прилегающем к нему коллекторе. Значительная механическая прочность проницаемого камня позволяет ему выдерживать градиенты давления и скоростей без разрушения при увеличении эксплуатационной депрессии на пласт. При этом в пласте-коллекторе развиваются градиенты, недостаточные для его разрушения, т.е. обеспечиваются условия для безаварийного повышения дебита скважины. Одновременно прочный проницаемый камень закрепляет свод прискважинной каверны, что предотвращает его обрушение и кольматацию интервала перфорации, а также саму эксплуатационную колонну в каверне, что исключает ее разрушение от вибрации. Тем самым обеспечивается надежность предлагаемого способа. Повышение эффективности и надежности восстановления призабойной зоны пласта с одновременной изоляцией заколонного водопритока обеспечивает и полнота заполнения каверны в заколонном пространстве при продавливании НТР исходной растекаемости в очищенную зону разрушения при максимально допустимом забойном давлении в скважине. По предполагаемому способу прискважинную зону разрушения очищают от дезагрегированных частиц горной породы (коллектора и покрышки) цементного камня. Для этого отбирают газ по колонне НКТ с постепенным повышением депрессии на пласт до начала выноса пластовой воды. Газоводяная смесь промывает суффозионные каналы в пласте и каналы разрушения в цементном камне. Дезагрегированные частицы выносятся в ствол скважины, где в зависимости от размеров выпадают в зумпф или транспортируются на поверхность. Далее призабойную зону пласта, включая каналы разрушения, осушают. Для этого по колонне НКТ закачивают газ, который оттесняет воду из каверны и суффозионных каналов в горной породе, порового пространства коллектора, а также из трещин в цементном кольце вдоль эксплуатационной колонны. Об окончании процесса осушки судят по достижению установившегося режима фильтрации. Таким образом создают условия для глубокого проникновения НТР по очищенным сухим каналам разрушения.

Заполнение прискважинной зоны разрушения НТР осуществляют без его смешения с продавочной жидкостью и пластовой водой. Для этого НТР закачивают по колонне НКТ в осушенную, заполненную газом скважину. В результате создаются условия полного заполнения зоны разрушения целостным тампонажным материалом избирательной проницаемости.

После преодоления столбом НТР в колонне НКТ установившегося давления газа в скважине он начинает поступать на ее забой под действием силы тяжести. При этом вытесняемый из колонны НКТ газ фильтруется в пласт через перфорационные отверстия эксплуатационной колонны. По мере заполнения НТР прискважинной зоны разрушения его уровень в скважине поднимается. После перекрытия перфорационных отверстий эксплуатационной колонны фильтрация газа в пласт прекращается. Дальнейшая подача НТР при закачивании и продавливании по колонне НКТ приводит к росту его уровня в заколонном пространстве НКТ и сжатию газа в нем. НТР поступает в разрушенную призабойную зону пласта под действием суммарного давления его столба в заколонном пространстве НКТ и газа над ним. Таким образом продавочная жидкость остается в колонне НКТ, не попадая в прискважинную зону разрушения.

Задавливают НТР в зону разрушения при максимальном забойном давлении в скважине, не допуская гидроразрыва пласта. Контроль за текущим забойным давлением в заполненной газом скважине при закачивании и продавливании НТР по колонне НКТ по устьевому давлению в них невозможен, так как оно неконтролируемо снижается до возникновения разрежения. Поэтому контроль осуществляют по устьевому давлению газа в заколонном пространстве НКТ. Рост указанного давления более величины, измеренной после остановки скважины (пластовое давление) свидетельствует о начале роста забойного давления в скважине. Достижение текущего устьевого давления газа в заколонном пространстве НКТ его максимально допустимой величины свидетельствует о развитии максимально допустимого забойного давления в скважине. Максимально допустимую величину устьевого давления газа в заколонном пространстве НКТ определяют по математической формуле, полученной на основе баланса забойных давлений в колонне НКТ и их заколонном пространстве с учетом объемов закаченного тампонажного раствора и продавочной жидкости. При этом мнимые расчетные значения устраняются после создания в колонне НКТ столба жидкости (НТР или НТР и продавочной жидкости), давление которого равно максимально допустимому забойному давлению.

Недостижение текущего устьевого давления газа в заколонном пространстве НКТ его максимально допустимой величины на момент окончания закачивания и продавливания НТР свидетельствует о неразвитии максимального допустимого забойного давления в скважине. Увеличивают забойное давление дополнительным сжатием газа в заколонном пространстве НКТ закачкой в него технической воды. В этом случае техническая вода также не попадает в прискважинную зону разрушения. Контроль за текущим забойным давлением осуществляют по устьевому давлению в колонне НКТ. Дополнительно сжимаемый газ поднимает давление в НКТ до максимально допустимой величины на устье, определяемой по формуле.

После достижения максимально допустимого забойного давления поддерживают его постоянным до завершения глушения скважины и вымывания излишков НТР из колонны НКТ и ее заколонного пространства. Для этого в колонну НКТ закачивают жидкость (НТР или продавочную жидкость) с одновременным стравливанием газа или газожидкостной смеси из заколонного пространства НКТ. Предлагаемым расчетным темпом стравливания обеспечивают компенсацию роста давления составного столба тампонажного раствора и продавочной жидкости в заколонном пространстве НКТ. Таким образом, предотвращают разрушение эксплуатационной колонны и гидроразрыв пласта, а также отдачу НТР в скважину до момента нарастания его консистенции.

Удаление стакана из эксплуатационной колонны производят его вымыванием до окончания срока схватывания НТР. Это позволяет избежать растрескивания созданного проницаемого камня в прискважинной зоне за счет отсутствия вибрации, возникающей при разбуривании стакана в эксплуатационной колонне после его отверждения. Одновременно вымывается НТР из перфорационных отверстий эксплуатационной колонны, что способствует улучшению фильтрационных характеристик системы "восстановленная призабойная зона пласта - скважина". Вышесказанное наряду с постоянным контролем за устьевым давлением с использованием расчетных формул повышает безопасность реализации способа. А проведение глушения скважины одновременно с вымыванием излишков НТР также влияет на снижение временных затрат на проведение работ. Таким образом предлагаемая совокупность существенных признаков обеспечивает заявляемый технический результат.

По имеющимся источникам известно следующее: в способе проведения изоляционных работ в скважине (см. а.с. СССР 825858 от 17.05.74 г. по кл. Е 21 В 33/13, опубл. ОБ 16, 1981 г.) в процессе закачки тампонирующей смеси регистрируют изменение давления с целью улучшения контроля размещения тампонирующей смеси в заданном интервале, в способе обработки призабойной зоны скважин, вскрывших неоднородный нефтяной пласт (см. патент РФ 2103494 от 30.09.96 г. по кл. Е 21 В 43/25, 43/12, опубл. ОБ 3, 1998 г.) в призабойную зону пласта последовательно закачивают агент, увеличивающий фильтрационное сопротивление при увеличивающемся во времени давлении на забое скважины от пластового в начале обработки до максимального в конце обработки, и агент, уменьшающий фильтрационное сопротивление при уменьшающемся во времени давлении на забое скважины от максимального в начале обработки до пластового в конце обработки, при этом максимальное давление и в том, и в другом случае должно быть меньше давления гидроразрыва пласта с целью повышения эффективности обработки призабойной зоны скважины, вскрывшей неоднородный по проницаемости и насыщенности нефтяной пласт за счет увеличения селективности поступления агентов, уменьшающей фильтрационное сопротивление, в низкопроницаемые слои призабойной зоны со значительными остаточными запасами нефти, а агентов, увеличивающих фильтрационное сопротивление - в высокопроницаемые, пересеченные трещинами, обводненные, загазованные слои пласта; в способе изоляции водоносных пластов в бурящейся скважине (см. а. с. СССР 1747677 от 20.04.1989 г. по кл. Е 21 В 33/13, опубл. ОБ 26, 1992 г. ) производят закачивание через бурильные трубы гелеобразующего материала во все водоносные пласты до создания избыточного давления на устье скважины, определяемого по формуле с целью повышения эффективности способа при изоляции нескольких водоносных пластов с различными величинами пластовых давлений, их расположением по высоте относительно друг друга и расстояниями между ними, в способе цементирования потайной обсадной колонны (см. а.с. СССР 1624126 от 22.02.89 г. по кл. Е 21 В 33/13, опубл. ОБ 4, 1991 г.) по окончании продавки устье сразу закрывают, и максимальное давление, создаваемое за счет разности давлений столбов жидкостей в кольцевом и трубном пространствах, которое фиксируют в кольцевом пространстве устья, с целью повышения качества и обеспечения контроля процесса цементирования, в способе крепления и цементирования скважин (см. а.с. СССР 1463905 от 13.04.87 г. по кл. Е 21 В 33/13, опубл. ОБ 9, 1989 г.) перед спуском обсадной колонны осуществляют гидроразрыв пород над продуктивным пластом и фиксируют давление на устье в заколонном пространстве с целью повышения качества цементирования за счет повышения полноты заполнения заколонного пространства скважин цементным раствором и сохранения времени цементирования; в способе закачивания скважин со слабосцементированными коллекторами (см. а.с. СССР 727838 от 29.08.78 г. по кл. Е 21 В 33/138, 43/08, опубл. ОБ 14, 1980 г. ) интервал пласта-коллектора тампонируют через бурильные трубы проницаемым тампонажным составом с замедленными сроками схватывания, подбираемыми с учетом затрат времени на спуско-подъемные и вспомогательные операции с целью повышения качества фильтрационной зоны, в способе изоляции подошвенной воды в нефтяных скважинах (см. патент РФ 2128286 от 09.04.96 г. по кл. Е 21 В 43/32, 33/138, опубл. ОБ 9, 1999 г.) производят закачку селективного водоизолирующего состава для образования искусственного экрана с непроницаемой частью снизу и проницаемой частью в виде конуса сверху для нефтенасыщенной жидкости с целью продления безводного периода работы скважины, уменьшение процента обводненности продукции, а также добыча жидкости из наиболее нефтенасыщенной части переходной зоны вода - нефть; в способе ремонта заколонного пространства скважины (см. а.с. СССР 1832822 от 09.08.89 г. по кл. Е 21 В 33/13, ДСП) вымывание остатков тампонажного раствора над пакером осуществляют путем создания над ним циркуляции продавочной жидкости с целью повышения экономичности и качества ремонта, в способе установки цементного моста в скважине (см. патент РФ 2146756 от 21.04.1999 г. по кл. Е 21 В 33/13, опубл. ОБ 8, 2000 г.) удаление излишков цементного моста производят разрушением цементного камня путем прокачки промывочной жидкости с расходом 6-8 л/с и давлением 45-50 атм с целью повышения эффективности способа установки цементного моста путем предотвращения поглощения цементного раствора; в способе изоляции притока пластовых вод (см. а.с. СССР 1609966 от 24.03.88 г. по кл. Е 21 В 33/13, опубл. в ОБ 44, 1990 г.) закачивают воздух до установившегося режима фильтрации, а тампонирующий состав закачивают в потоке воздуха в режиме образования аэрозоля с целью повышения надежности изоляции водопроявляющего пласта путем глубинной пропитки тампонирующим составом прилегающих к стенкам скважины горных пород, в способе изоляции пластовых вод (см. а. с. СССР 1021763 от 29.12.81 г. по кл. Е 21 33/138, опубл. в ОБ 21, 1983 г.) закачивают газ в межтрубное пространство до момента, пока давление в нем не станет равным пластовому, а после закачки тампонажного раствора межтрубное пространство скважины сообщают с трубным с целью повышения эффективности процесса изоляции путем исключения поглощения тампонажного раствора продуктивным пластом; в способе восстановления герметичности обсадных колонн (см. а.с. СССР 825857 от 16.04.74 г. по кл. Е 21 В 33/13, опубл. ОБ 16, 1981 г.) перед закачкой тампонирующего раствора откачивают жидкость в колонне до нижней границы интервала негерметичности, после чего осушают этот интервал путем нагнетания сжатого воздуха с целью повышения качества изоляционных работ, в способе установки цементных мостов в поглощающих скважинах (см. а.с. СССР 1789662 от 28.02.90 г. по кл. Е 21 В 33/134, 33/13, опубл. в ОБ 3, 1993 г.) в скважину закачку цементного раствора и вязкоупругого разделителя осуществляют порционно. Причем между первой и второй порциями вязкоупругого разделителя закачивают воздух или газ, соотношение между объемами первой и второй порциями цементного раствора и вязкоупругого разделителя выбирают пропорционально соотношению площадей сечения затрубного пространства и внутренней полости заливочных труб, а объем закачиваемого воздуха или газа определяют из соотношения с целью предотвращения поглощения пласта и повышения точности установки разделительного моста; в способе изоляции заколонных перетоков газа (см. патент РФ 2126880 от 27.02.98 г. по кл. Е 21 В 33/13, опубл. ОБ 6, 1999 г.) закачивают вязкоупругий состав и цементный раствор в заколонное пространство через газоносную часть продуктивного пласта при закрытом кольцевом пространстве, после чего закачивают продавочную жидкость в объеме спущенных насосно-компрессорных труб за вычетом закаченного объема цементного раствора при открытом кольцевом пространстве, стравливают давление на устье с целью повышения эффективности изоляции заколонных перетоков газа; в способе бетонирования нефтяных и газовых скважин (см. патент РФ 2081299 от 05.03.94 г. по кл. Е 21 В 33/14, опубл. ОБ 16, 1997 г.) в качестве тампонажного раствора применяют бетонный раствор, перед закачкой которого осуществляют закачку в обсадную колонну воды или воздуха под давлением с последующим их сбросом со скоростью, обеспечивающей равенство объемных расходов сбрасываемой воды или воздуха из обсадной колонны и закачиваемого бетонного раствора, которые контролируют по манометру - вакуумметру, при этом на устье поддерживают противодавление бетонной смеси регулировкой сброса воды или воздуха; в способе цементирования скважин (см. а.с. СССР 1439210 от 29.01.1987 г. по кл. Е 21 В 33/13, опубл. в ОБ 43, 1988 г.) создают противодавление в затрубном пространстве в течение всего времени твердения тампонажного раствора путем промывки через линию глушения и штуцирования с целью повышения качества цементирования морских скважин, оборудованных превентором, путем обеспечен