Глушіння свердловин є комплексом заходів з вибирання, приготування і закачування у свердловину рідини глушіння.

Раціональне вибирання рідини глушіння здійснюють з урахуванням гірничо-геологічних і технічних умов роботи свердловин. Це дає змогу вжити заходів щодо попередження ускладнень, а саме: поглинання рідини продуктивним пластом, нафтогазопрояви, зниження продуктивності свердловин у післяремонтний період, корозійне руйнування підземного устаткування і ін.

Вибираючи рідини для глушіння свердловин (рідини глушіння) чи блокувальні рідини, необхідно враховувати:

а) колоїдно-хімічну взаємодію на контакті пластовий флюїд – рідина глушіння;

б) фізико-хімічну і молекулярно-поверхневу взаємодію на контакті гірська порода-рідина глушіння.

Ці взаємодії за даними ЦНДЛ "Укрнафта" зумовлюються зі сторони нафти асфальтенами, парафінами, смолами, зі сторони пластової води – загальною мінералізацією, йонами полівалентних металів, а зі сторони гірських порід – літологічним складом (наявність піщаної і карбонатно-доломітової компонент, наявність монтморилонітових глин у глинистому, карбонатно-глинистому чи кварцовому цементі), змочуваністю мінералів, ємнісно-фільтраційною характеристикою колекторів за коефіцієнтами пористості m і проникності к.

Мінерали скелету нафтонасичених пластів переважно гідрофільні, хоч, наприклад, підвищеною гідрофільністю характеризуються породи верхнього та середнього карбону Дніпровсько-Донецької западини (ДДЗ) і підвищеною гідрофобністю – породи нижнього карбону. У випадку контактування з нафтою змочуваність поверхні змінюється, адсорбція різних за поверхневою активністю компонент нафти на поверхні мінералів спричинює її гідрофобізацію, створення на поверхні мінералів бімолекулярних адсорбційних шарів, які є основою для формування так званого граничного шару – полімолекулярного шару, що сягає десятих часток мікрометра, а інколи – й 1–2 мікрометрів. Безперечно, це залежить від вмісту поверхнево-активних компонентів у нафті.

Стосовно до нафтових родовищ ДДЗ за ємнісно-фільтраційною характеристикою виділяють три групи колекторів: 1) добрі колектори (m > 17%, к > 6·10^–3 мкм²); 2) погіршені (m = 6–17%, к = (1–6)·10^–3 мкм²); 3) ущільнені (m < 6%, к = 10^–3 мкм²).

З урахуванням характеристик (характерних ознак) цих же порід-колекторів і пластових флюїдів проведено диференціацію модифікацій рідин для глушіння свердловин (табл. 2.24 і 2.25). Відповідно до пластових нафт здійснено розподіл ПАР за ефективністю щодо диспергуючого, емульгуючого і відмиваючого діянь (табл. 2.26), при цьому враховувались компонентний склад нафт і характеристики ПАР (коефіцієнт розподілу, поверхнево-адсорбційна активність, критична концентрація міцелоутворення, крайовий кут змочування, термотривкість і солестійкість, вплив на реологічні властивості водонафтових дисперсій).

За ступенем підвищення негативного впливу на продуктивність свердловин рідини глушіння розподіляються в такому порядку: обернені емульсії, пластова вода з додатком ПАА, пластова вода з додатком ПАР і ПАА, розчин хлористого кальцію з додатком ПАР і без них. Так, обводненість видобувної продукції з початковою обводненістю до 60% підвищується після глушіння свердловин на родовищах Башкортостану пластовою водою і розчинами хлористого кальцію, а за більшої обводненості продукції цього не спостерігається. Дані по свердловинах родовищ Башкортостану свідчать про зниження коефіцієнта продуктивності після глушіння пластовими водами на 10-20 %, розчинами хлористого кальцію на 14 % (за рахунок погіршення проникності привибійної зони на 10-25 %). Застосування поверхнево-активних речовин і поліакриламіду дещо зменшує негативний вплив водних рідин глушіння на пласт. Якщо у випадку застосування пластової води (густина 1120 кг/м³; загальна мінералізація 13,9 %; вміст іонів Ca²⁺ 11022 мг/л, іонів Mg²⁺ 1216 мг/л; рН = 6,2) наслідки кольматації порід-колекторів Охтирського нафтопромислового району після глушіння порівняно незначні, то в разі застосування пластової води, дообважненої хлоридом кальцію CaCl₂ до густини 1310 кг/м³, спостережено зниження коефіцієнта відновлення проникності до значин 15–45 %. Те ж стосується і розчинів поліакриламіду ПАА, які широко застосовуються як технологічні рідини.

Таблиця 2.24 – Диференціація модифікацій рідин для глушіння свердловин з урахуванням характерних ознак порід колекторів ДДЗ

Ознаки	Компоненти активного діяння
Нижній карбон	HCl, CaCl2 інвертні емульсійні композиції гідрофілізуючі додатки (сукринол АФ9–12) вуглеводневі гелі-блокатори розчини на нафтовій основі, HCl
Середній карбон	гідрофілізуючі додатки HCl, CaCl2 інвертні емульсійні композиції спиртові форми ПАР
Наявність адсорбційно-активних глин	KCl катіонні ПАР HCl, NaOH, NaCl (KCl) CaCl2
Цемент вапняно-глинистий	аніонні ПАР, слабкі кислоти загущені вуглеводні + HCl
Висока проникність	грубо дисперсні наповнювачі HCl, NH4OH, амфіонні ПАР

 

Таблиця 2.25 – Диференціація модифікацій рідин для глушіння свердловин з урахуванням характерних ознак пластових флюїдів ДДЗ

Ознаки	Компоненти активного діяння
Підвищений вміст парафінів	CH3OH + карбамід CH3OH, CaCl2, HCl нейоногенні ПАР рідини з високою буферною ємністю
Висока в’язкість нафти	полімер + слабка кислота
Високосмолиста нафта	рідини з високою буферною ємністю спиртові розчини ПАР солюбілізуючого діяння
Присутність іонів заліза	NH4OH + NH4Cl (NH4NO3) синтетичні ПАР, NH4OH
Водонасиченість > 30%	суміш ПАР нейоногенні ПАР + KCl

 

Таблиця 2.26 – Ряд ефективності ПАР щодо диспергуючого, емульгуючого і відмиваючого діяння

Нафти з родовищ НГВУ "Охтирканафтогаз"

Показники Густина, кг/м3 Вміст водної фази, %

Ряд ефективності ПАР

Вплив підвищення pH

Анастасіївська	900	33	жиринокс > совенол > синтанол > сукринол АФ9–12 > дисольван > сульфонол	+
Високов’язка бугриватівська (свердловина №79–Б)	940	20	совенол	–
В’язкопарафіниста рибальська (свердловина №119–Р)	836	–	синтанол > дисольван > сукринол АФ9–12 > сульфонол	+
Високосмолиста бугриватівська (свердловина №230–Б)	950	41	жиринокс > сукринол 2ІАФ > сульфонол	–
Малов’язка козіївська (свердловина №26–Коз)	830	44	совенол > синтанол > сульфонол > дисольван > сукринол 2ІАФ > жиринокс	+
Парафінистий конденсат (свердловина 5–Г)	820	–	синтанол > совенол > дисольван > сульфонол	–

 

Застосування гарячої технічної води збільшує тривалість освоєння в результаті закупорювання фільтрової частини свердловини загуслою нафтою і парафіносмолистими речовинами, змитими зі стінок свердловин і НКТ.

Як рідина глушіння може бути використана суміш води, мінеральної солі, хімічно осадженої крейди, КМЦ, а також сульфонолу і лугу. Така рідина глушіння має невелику в’язкість, підвищену тривкість і ефективна в разі здійснення подальшого солянокислотного оброблення пласта. Чим вища концентрація солі, тим значнішим є стабілізувальне діяння на неї сульфонолу. Технологія приготування системи охоплює розчинення у воді сульфонола і лугу з подальшим додаванням солі і КМЦ, витримування суміші протягом доби для гідратації полімера (у разі нагріванні до 70°С процес прискорюється) і введення крейдового порошку. Така рідина придатна для глушіння свердловин у теригенних колекторах з коефіцієнтами карбонатності до 15% і проникності не вище 2 мкм².

Полімери, які регулюють в’язкість прісної води, за їх термотривкістю розміщуються таким чином: ПАА, КМЦ-600, сіркогель Е-55, МЦ-65 (деструкція метилцелюлози розпочинається вже за 50°С).

Мінералізація води впливає на реологічні властивості полімерних розчинів. Наявність солей у них призводить до часткової нейтралізації зарядів полімера, згортання молекул, різкого зменшення в'язкості рідини.

10-20% водні розчини хлористого натрію NaCl знижують термотривкість КМЦ-600, що проявляється в різкому зменшенні в'язкості розчинів за температур понад 50°С. За таких температур із названих реагентів можна використати тільки ПАА.

Зміна в’язкості розчинів хлористого кальцію СаСl₂ залежить від стійкості полімерів до агресії йонів кальцію і здатності утворювати з ним нерозчинні сполуки. Полімери типу КМЦ не мають стійкості до двовалентних іонів. Активність МЦ-65 зберігається за вмісту в розчині СаСl₂ до 15%, а далі розчин спінюється.

Хоч ПАА відноситься до класу полімерів, нестійких до агресії хлоридів багатовалентних металів, але він є єдиним реагентом, здатним загущувати розчини густиною до 1250 кг/м³.

Для обважнення рідини глушіння на основі водного розчину ПАА з додатком нейоногенної ПАР використовують хлориди натрію, кальцію, заліза, цинку, сірчанокислий магній, а як структуроутворювач - глинопорошок. Ступінь стабілізації таких систем, який оцінюється за величиною водовіддачі, залежить від концентрації хлоридів у полімерній рідині.

Розчини на основі броміду кальцію CaBr₂ мають високу інгібувальну дію відносно глинистих мінералів продуктивного пласта.

Оброблення розчинів броміду кальцію CaBr₂ густиною до 1500 кг/м³ амінодекстрином і модифікованим крохмалем забезпечує регулювання в’язкості і фільтраційних властивостей за температур до 100°С. Властивості розсолів густиною 1500-1800 кг/м³ ефективно регулюються додаванням модифікованого крохмалю, а розсолу густиною до 1700 кг/м³ – додаванням оксиетилцелюлози (реагент термотривкий до 150°С; втрата його значно менша, ніж двох попередніх). Величини фільтрації розсолів на основі бромиду кальцію CaBr₂ добре регулюються комбінованим введенням оксиетилцелюлози і карбонатів (крейда, вапняк, сидерит).

Існуюче розмаїття складів рідин глушіння на водній основі густиною до 2300 кг/м³ з вмістом твердої фази або без неї дає змогу в кожному конкретному випадку глушіння свердловини підібрати економічно вигідну, вибухо- і пожежобезпечну рідину глушіння, яка виявляє мінімальну забруднювальну дію на продуктивний пласт, сприяє швидкому й ефективному освоєнню свердловини в післяремонтний період.

Рідини глушіння на вуглеводневій основі, в основному, представлені оберненими емульсіями з широким діапазоном технологічних властивостей, але густина таких систем без вмісту твердої фази не перевищує 1160 кг/м³. За кордоном такі рідини використовують переважно в умовах високих температурах (до 260°С).

Застосування обернених емульсій спричиняє короткочасне зниження висоти динамічного рівня без втрат у видобутку нафти. Глушіння розчином МЛ-72 дає незначне зниження висоти динамічного рівня, короткотривалий (до 32 год) період освоєння свердловин, високий рівень видобутку нафти.

Той чи інший тип рідини глушіння використовують у залежності від технологічних особливостей ремонтних робіт.

У рідинах глушіння на водній основі часто є необхідним застосовувати інгібітори корозії, що зумовлюється їх іонним складом, величинами рН і ступенем мінералізації. Так, розсоли, що не містять бромідів і хлоридів цинку, звичайно, мають слабколужну реакцію і низьку корозійну активність. Але в них може розчинятися кисень у значних кількостях, що зумовлює підвищення їх агресивності відносно сталі. Найактивнішими інгібіторами корозії в сольових розчинах є плівкотвірні азотовмісні ПАР, зокрема катіонні. Ефективними є сульфонати, інгібітор І-1-Д, ДС-РАС.

Деякі зарубіжні фірми випускають полімер-карбонатні розчини, які містять у своєму складі хлорид натрію (або хлорид калію), правильно підібрані полімери, частинки карбонату кальцію певного фракційного складу, чистий і кислоторозчинний обважнювач, а також деемульгатори, інгібітори корозії, бактерициди, термостабілізувальні додатки і поглиначі кисню.

Ефективність використання рідин глушіння для поточного і капітального ремонту свердловин не визначається однозначно за яким-небудь одним показником, наприклад, за скороченням тривалості ремонту свердловин, збільшенням строку служби занурених електровідцентрових насосів, величиною дебіту свердловини після глушіння і т.д. Мабуть, це зумовлюється тим, що застосовувана рідина глушіння не може бути високоефективною за всіма показниками.

Із рідин глушіння на водній основі завдяки простоті їх приготування і застосування можуть обмежено використовуватися, якщо маємо відповідні умови (величина пластового тиску, відсутність взаємодії з пластовими водами продуктивних пластів і т.п.), стічні води, сольові розчини з ПАР, особливо нейоногенного типу, а також водні розчини солей, загущені лігносульфонатами, полімерами, обважнені до 1250-1450 кг/м³ карбонатно-глинисті (глинисто-крейдові) і крейдові розчини (розчини, які не містять баритових і залізистих обважнювачів, що не розчиняються під час кислотних оброблень).

Але більш прийнятними, в аспекті збереження проникності привибійних зон і коефіцієнта продуктивності свердловин після їх глушіння і ремонту, є розчини на вуглеводневій основі, на нафтовій основі та інвертно-емульсійні розчини як необважнені, так й обважнені. У випадку високопроникних продуктивних поглинальних пластів можна застосовувати розчини на вуглеводневій основі, а в разі потреби високоструктуровані і високов’язкі розчини на вуглеводневій основі, а також стабілізовані піни.

Перспективними напрямками досліджень слід вважати розробку рідин глушіння, які не змішуються з водою і нафтою (не розчиняються в них), пошук обважнювачів, які можна було б видаляти із привибійної зони пласта після глушіння свердловин (шляхом розчинення), та створення рідин глушіння, які додатково ще й очищали б привибійну зону продуктивного пласта від асфальтено-смолистих речовин і парафіну, що містяться в нафті.

Для попередження ускладнень внаслідок глушіння свердловин неструктурованими системами застосовується метод зниження інтенсивності їх поглинання подаванням у зону фільтра і частково у привибійну зону пласта буферних об’ємів, наприклад, водного розчину КМЦ з додатком ПАР або крейдової пульпи.

Буферний об’єм є прямою емульсійно-суспензійною композицією, до складу якої входять: вода, дизельне пальне, крейдовий порошок і превоцел. Рідина має густину 1200-1300 кг/м³, величину водовіддачі не вище 1 см³/30 хв.

Для запобігання поглинань рідини глушіння високопроникними пластами, тобто для блокування продуктивного пласта, застосовують буферні рідини (об’ємом близько 1 м³), в ролі яких широко використовують водні розчини карбоксилметилцелюлози (КМЦ) і в’язкопружний склад (ВПС).

Використання водорозчинних полімерів дає змогу регулювати реологічні властивості рідин для глушіння. Найчастіше з цією метою застосовують поліакрилати, зокрема поліакриламід (ПАА) в кількості 0,2-0,5%.

Зниження фільтрації розчинів солей, полімерних розчинів та розчинів, одержаних шляхом їх комбінації, досягають додаванням до них карбонату кальцію. Крім того, з цією метою використовують смоли, розчинні у вуглеводнях, а також різні органічні колоїди, що здатні утворювати антифільтраційну кірку-плівку.

В’язкість буферної рідини в межах 1-2 Па×с є достатньою для ефективного зниження приймальності поглинальних пластів.

Буферну рідину на основі КМЦ готують шляхом розчинення КМЦ у сольовому розчині, густина якого вибирається з урахуванням того, що 5-6% додаток КМЦ підвищує густину розчину на 30 кг/м³. На одну операцію глушіння беруть 1 м³ буферної рідини. Буферну рідину на основі КМЦ готують у ємності шляхом циркуляції через насос.

У разі великих поглинань рідин глушіння, коли використання водних розчинів КМЦ малоефективне, як буферні рідини можуть використовуватися в’язкопружні суміші (ВПС). В’язкопружну суміш готують, наприклад, шляхом поліконденсації поліакриламіду (ПАА) з формальдегідом у слабколужних і нейтральних середовищах з додаванням смоли (СФ-282, ФР-12, ФР-50, ТС-10 або гексарезорцинової). Після конденсації (24-48 год) ВПС перетворюється у пружну гелеподібну масу, яка має слабке зчеплення з поверхнями труб, гірських порід і цементного каменю. Суміш зберігає свої властивості за температур до 90°С, під час тривалого контактування з нафтою, соляною кислотою і пластовою водою. Об’ємне співвідношення компонентів таке (%): 2% водний розчин ПАА (100): смола (1,5) : формалін (1,5). ВПС готують шляхом змішування з допомогою насосних агрегатів розчину ПАА зі смолою, після отримання однорідної суміші до неї додають формалін, а відтак суміш перемішують ще 5-10 хв, закачують у свердловину і витримують у спокої до перетворення в гелеподібну масу.

Під час глушіння свердловин, що експлуатуються устаткованням ЕВН, небажаною є наявність у рідині глушіння завислих, нерозчинних у воді частинок, які призводять до заклинювання і руйнування насоса.