Глушение скважины

Глушение скважин (kill the well - англ.) — процесс создания в сква­жине такого давления, при котором исключается нефтегазоводопро-явление (НГВП). НГВП возникает тогда, когда давление пластовых флюидов больше, чем давление в скважине. Процесс глушения пред­ставляет собой процесс замещения скважинной жидкости на специ­ально приготовленную жидкость глушения ЖГ с определенной плот­ностью. В зависимости от условий процесс глушения может быть пря­мым (НКТ - затрубное пространство) и обратным (затрубное про­странство — трубы). Глушение может проходить в один и несколько циклов в зависимости от глубины спуска подвески.

Глушение скважин является одной из самых массовых и вместе с тем, одной из самых проблемных технологических операций, прово­димых на нефтяных скважинах. В целом, в любой нефтяной компа­нии ущерб от применения традиционных ЖГ, не отвечающих геоло­гическим условиям нефтяных месторождений, может составить зна­чительную величину, что проявляется в следующих осложнениях:

- увеличении срока вывода на режим скважин после ремонта, приво­дящем к сокращению общего рабочего времени и общей добычи нефти. Так, например, до начала применения новых растворов глу­шения средний срок вывода на режим скважин НГДУ "Стреже-войнефть" составлял 5,9 сут, что сравнимо со средней длительно­стью ремонта;

- снижении продуктивности скважин после некачественного глу­шения;

- нефтегазопроявлениях в ходе ремонта и повторных глушений, ко-

торые приводят к простоям бригад КТРС, т.е. неэффективному использованию людских ресурсов и техники, приводящим, в свою очередь, к простоям других скважин в ожидании ремонта; - в некоторых случаях физическая невозможность глушения скважи­ны и проведения ремонта. Например, на начало испытаний буфер­ных жидкостей на горизонте БС16-22 Малобалыкского месторож­дения по данной причине простаивало 18 скважин после ГРП, с суммарной суточной добычей нефти более 500 т. Процесс глушения связан, с одной стороны, с необходимостью обеспечения безопасности работ бригад ТКРС (предупреждение ГНВП), а с другой — с опасностью уменьшения продуктивности сква­жин в результате ошибок при подборе параметров глушения, нару­шении технологии глушения и ведения ремонтных работ. В этой свя­зи особую актуальность приобретает проблема проектирования со­става растворов и технологий глушения скважин, позволяющих при выполнении основной технологической задачи сохранять характери­стики призабойных зон пласта (ПЗП).

В процессе взаимодействия некачественных жидкостей глушения (ЖГ) и их фильтратов с нефтяным пластом часто идет необратимое ухудшение фильтрационно-емкостных характеристик коллектора вследствие гидратации и набухания минералов глинистого цемента, кольматации каналов взвешенными частицами, соединениями желе­за, кальция, отложениями неорганических солей и асфальтосмолис-тых и парафиновых веществ (АСПО), образования водонефтяных эмульсий, а также возникновения "водяных мостов". Из-за проник­новения солевого водного раствора в ПЗП снижается фазовая про­ницаемость по нефти и увеличивается обводненность добываемой продукции. Все это ведет к снижению продуктивности скважины.

Необходимо отметить, что применение методов глубокой очистки ПЗП от загрязнений в этих условиях лишь усугубляет ситуацию, так как в ходе последующих глушений технологические жидкости по очи­щенным каналам проникают в удаленные зоны пласта и в еще боль­шей мере ухудшают его характеристики.

Вопросы квалифицированного подбора рецептуры ЖГ и их каче­ственной подготовки особенно актуальны в настоящее время, когда в ходе интенсификации разработки месторождений широко применя­ется форсированный отбор жидкости. Эти мероприятия сопровож­даются большим числом операций по глушению скважин перед сме­ной погружных насосов. При этом практика показывает, что форси­рованный отбор жидкости часто приводит к понижению пластового

давления и осложнению условий глушения скважин. Применение в этих условиях традиционных жидкостей глушения может значитель­но снизить эффективность проводимых мероприятий.