Одной из основных задач глушения скважин является сохранение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пласта во время проведения ремонтных работ. При выполнении работ по глушению очень важно, чтобы технологические операции проводились при регулируемых забойных давлениях и не сопровождались гидроразрывом ОСЗ, поглощением технологических жидкостей (ТЖ), которые могут привести к кольматации и загрязнению пласта. К ТЖ для ремонта скважин предъявляются требования, зависящие от геолого-технических условий и поставленных целей. При глушении скважин ТЖ, в зависимости от условий в скважине, может состоять из блокирующей и задавочной (жидкости глушения) жидкостей, которые могут отличаться по составу и показателям, а могут быть идентичными. Если составы этих жидкостей идентичны, то проблем с их смешением при глушении скважин не возникает. При глушении скважин с высокими проницаемостями, большими мощностями пласта, залегающего на значительных глубинах, или скважин, эксплуатирующих одновременно несколько пластов, с использованием различных по составу и свойствам блокирующих и задавочных жидкостей и традиционных технологий, возникают определенные трудности, связанные с доставкой блокирующих составов на забой скважин, формированием блокирующих экранов. В зависимости от конструкций скважин, забоев в настоящее время применяются различные способы глушения.

В условиях агрессивного воздействия сероводорода технологическая жидкость должна иметь один состав, т.е. жидкость блокирования и глушения должны быть идентичными, с той лишь разницей, что в блокирующей жидкости концентрация полимеров-загустителей может быть выше, а также содержатся кольматанты различных марок в зависимости от проницаемости коллектора.

Во избежание гравитационного замещения плотность жидкости блокирования должна быть не меньше плотности жидкости глушения.

Жидкости блокирования. Жидкости блокирования делятся на водные, водно-спиртовые и углеводородные. Для снижения и полного прекращения фильтрации (поглощения) раствора используют кольматанты с одновременным регулированием реологических показателей. При высоких значениях проницаемости 2-4 Дарси рекомендуется использовать сочетание рисовой и гречневой шелухи с карбонатными материалами. В любом выбранном составе крупный кольматант должен обеспечить создание внешней решетки, мелкий – закупорить ячейки решетки. При этом обеспечивается внешняя кольматация, позволяющая минимизировать загрязнение продуктивного пласта. Одновременно жидкость блокирования должна характеризоваться достаточно высоким значением ДНС, ВНСС и минимальным значением ПФ в забойных условиях.

Таким образом, в состав жидкости блокирования должны входить: дисперсионная среда, кольматанты, регуляторы-стабилизаторы реологических и фильтрационных показателей и утяжелители.

Жидкости глушения. Жидкости глушения выбираются исходя из условий создания достаточного противодавления на продуктивные пласты. Кроме того, они должны быть не корродирующими металл, а также экологически и пожаро-безопасными.

Жидкости глушения могут быть безструктурными и структурированными, с добавками полимеров и без.

Заключение

Повышение нефтеотдачи пластов является сложной инженерно-технологической задачей, требующей высоко уровня взаимодействия различных специалистов и служб, грамотного планирования, интеграции различных технологических процессов и использования современных технологий и реагентов.

Для эффективного проектирования и инженерно-сервисного сопровождения таких работ требуется наличие опытного и соответствующим образом обученного персонала, оснащенного необходимыми техническими средствами для реализации работ.

От выбора (состава, свойств и технологических показателей) рабочих жидкостей для первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов, а также для глушения скважин при ремонтных работах зависит текущая и конечная нефтеотдача пластов и эффективность запланированных МУН.

С целью сохранения коллекторских свойств продуктивных пластов рецептура технологической жидкости для первичного вскрытия продуктивных горизонтов должна содержать полимер, регулирующий фильтрационные и структурно-реологические показатели, способный к биодеструкции, и кольматант, который способствует образованию качественной фильтрационной корки и ограничивает фильтрацию в пласт.

Такой подход позволяет комбинировать карбонаты кальция, магния и железа с полисахаридами. Технологические жидкости на основе катионных полимеров в терригенных коллекторах значительно эффективнее анионно-неионных систем.

Одним из главных факторов качественного вскрытия коллекторов обеспечение высокой степени очистки бурового раствора от шлама.

В случае применения жидкостей, без твердой фазы количество проникающего в породу фильтрата контролируется его вязкостью (ВНСС). При этом вязкость фильтрата снижается с ростом температуры, что приводит к увеличению скорости фильтрации. При этом выбор значений ВНСС жидкости, позволит сократить глубину проникновения жидкости в пласт и сохранить его коллекторские свойства.

Опыт эффективного взаимодействия нефтегазовых и сервисных компаний в реализации таких работ, может быть успешно распространен в различных условиях бурения, а применение современных подходов к бурению, заканчиванию, освоению и капитальному ремонту скважин сможет сыграть большую роль в повышении эффективности разработки нефтяных и газовых месторождений России.

Литература:

1.Отчет о НИР ООО «Газпром ВНИИГАЗ»: Исследование причин возникновения межколонных давлений и динамики их изменения по скважинам основных ПХГ ОАО «Газпром». / Этап3: Разработка рекомендаций по установлению требований к эксплуатации и контролю качества заканчивания скважин ПХГ. пос. Развилка, 2009, 115 с.

2.ГрейДж.Р., Дарли Г.С.Г. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей): пер. с анг. – М.: Недра, 1985. – 509 с.

3.Кистер Э. Г. Химическая обработка буровых растворов. – М.: Недра, 1972. – 392 с.

4.Рязанов Я.А. Справочник по буровым растворам. – М.: Недра, 1979. – 215 с.

Литература

1 Соловьев Е.М. Заканчивание скважин. М.: Недра, 1979.

2 Методика по выбору буровых растворов для бурения горизонтальных скважин. Москва: ВНИИгаз, 2000.

3 Правилабезопасностивнефтянойигазовойпромышленности (ПБ 08-624-03). Серия 08. Выпуск 4. М., 2004.

4 Куксов А.К., Рябоконь С.А., Гноевых А.Н. Совершенствование технологии заканчивания – главный резерв повышения их производительности. Доклад. Всероссийская научная конференция. Фундаментальные проблемы нефти и газа. Т 3. М., 1996. С. 9-20.

5 Крылов В.И., КрецулВ.В. Выбор жидкостей для заканчивания и капитального ремонта скважин. – М.: Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина, 2005. – С. 196.