Глушіння свердловини - студопедія

Глушіння свердловин (kill the well - англ.) - процес створення в сква-жіне такого тиску, при якому виключається нефтегазоводопро-явище (НГВП). НГВП виникає тоді, коли тиск пластових флюїдів більше, ніж тиск в свердловині. Процес глушіння пред-ставлять собою процес заміщення свердловини рідини на спеці-ально приготовлену рідина глушіння ЖГ з певною пліт-ністю. Залежно від умов процес глушіння може бути пря-мим (НКТ - затрубний простір) і зворотним (затрубний простір - труби). Глушіння може проходити в один і кілька циклів в залежності від глибини спуску підвіски.

Глушіння свердловин є однією з наймасовіших і разом з тим, однією з найпроблемніших технологічних операцій, прово-дімих на нафтових свердловинах. В цілому, в будь-який нафтової компа-нии збиток від застосування традиційних ЖГ, що не відповідають геоло-гическим умов нафтових родовищ, може скласти зна-ве величину, що проявляється в наступних ускладненнях:

- збільшенні терміну виведення на режим свердловин після ремонту, приво-дящем до скорочення загального робочого часу і загального видобутку нафти. Так, наприклад, до початку застосування нових розчинів глу-шення середній термін виведення на режим свердловин НГВУ "Стрежів-войнефть" становив 5,9 сут, що можна порівняти з середньою довго-стю ремонту;

- зниженні продуктивності свердловин після неякісного глу-шення;

- нафтогазопроявами в ході ремонту і повторних глушіння, ко

торие призводять до простоїв бригад КТРС, тобто неефективного використання людських ресурсів і техніки, що призводить, в свою чергу, до простоїв інших свердловин в очікуванні ремонту; - в деяких випадках фізична неможливість глушіння скважена-ни та проведення ремонту. Наприклад, на початок випробувань буфер-них рідин на горизонті БС16-22 Малобаликского родовищ в Польщі-дення з цієї причини простоювало 18 свердловин після ГРП, з сумарною добовим видобутком нафти понад 500 т. Процес глушіння пов'язаний, з одного боку, з необхідністю забезпечення безпеки робіт бригад ТКРС (попередження ГНВП), а з іншого - з небезпекою зменшення продуктивності сква-жін в результаті помилок при підборі параметрів глушіння, нару-шении технології глушіння і ведення ремонтних робіт. У цій свя-зи особливої ​​актуальності набуває проблема проектування со-става розчинів і технологій глушіння свердловин, що дозволяють при виконанні основної технологічної завдання зберігати характери-стики привибійну зон пласта (ПЗП).

В процесі взаємодії неякісних рідин глушіння (ЖГ) і їх фільтратів з нафтовим пластом часто йде необоротне погіршення фільтраційно-ємнісних характеристик колектора внаслідок гідратації і набрякання мінералів глинистого цементу, кольматации каналів зваженими частинками, сполуками желе-за, кальцію, відкладеннями неорганічних солей і асфальтосмоліс- тих і парафінових речовин (АСПО), освіти водонафтових емульсій, а також виникнення "водяних мостів". Через проникнення новения сольового водного розчину в ПЗП знижується фазова про-ніцаемость по нафті і збільшується обводненість видобутої продукції. Все це веде до зниження продуктивності свердловини.

Необхідно відзначити, що застосування методів глибокого очищення ПЗП від забруднень в цих умовах лише погіршує ситуацію, оскільки в ході подальших глушіння технологічні рідини по очи-щенним каналам проникають в віддалені зони пласта і в ще біль-ший мірі погіршують його характеристики.

Питання кваліфікованого підбору рецептури ЖГ і їх якост-жавної підготовки особливо актуальні в даний час, коли в ході інтенсифікації розробки родовищ широко застосо- ється форсований відбір рідини. Ці заходи сопровож-даються великим числом операцій по глушіння свердловин перед сме-ної заглибних насосів. При цьому практика показує, що форс-рова відбір рідини часто призводить до зниження пластового

тиску і ускладнення умов глушіння свердловин. Застосування в цих умовах традиційних рідин глушіння може значною але знизити ефективність проведених заходів.