2.3.9 Технології глушіння свердловин

Рідину глушіння готують біля свердловини або централізовано.

Ланка з глушіння виконує наливання, зливання, транспортування рідин для глушіння, їх закачування, збирання і розбирання нагнітальних ліній для глу­шіння, збирання і розбирання викидних ліній, зниження тиску після глушіння.

Перед початком ремонту свердловину зупиняють і глушать, досліджуючи її при цьому на герметичність експлуатаційної і обсадних колон труб за зміною міжколонних тисків.

Нагнітальну свердловину зупиняють за декілька днів до ремонту, щоб забезпечити зниження буферного тиску. Глушать її тоді, коли пластовий тиск перевищує гідростатичний тиск.

Перед глушінням нафтових свердловин повинно бути припинено подаван­ня електроенергії на двигун верстата-качалки або на кабель до свердловинного зануреного електродвигуна. Головка балансира верстата-качалки повинна бути відкинута назад (або відведена в сторону).

Глушіння свердловини допускається за повної або часткової заміни сверд­ловинної рідини з відновленням або без відновлення циркуляції. Якщо часткова заміна свердловинної рідини недопустима, то заповнення колони рідиною глу­шіння здійснюється під час її прокачування на поглинання.

Спосіб глушіння свердловини вибирається в залежності від експлуатацій­них параметрів (газовий фактор, обводненість, приймальність, тиск нагнітання, пластовий тиск) і способу її експлуатації. До спецтехніки для глушіння входить насосний або промивальний агрегат і автоцистерни.

Для вилучення з свердловини пластової рідини з малою густиною засто­совують пряму і зворотну циркуляцію рідини. У процесі прямої циркуляції тех­нологічну рідину глушіння закачують по колоні насосно-компресорних труб, а витіснена пластова рідина рухається по кільцевому простору між НКТ і екс­плуатаційною колоною. У процесі зворотної циркуляції технологічну рідину за­качують у кільцевий простір, а витіснена пластова рідина рухається по НКТ.

Промивання з прямою і зворотною циркуляцією забезпечує гарантоване заміщення стовпа пластової рідини тільки до глибини опускання насоса або НКТ. Для заміщення всього об'єму рідини у разі зворотного промивання після по­яви технологічної рідини на гирлі свердловини, що визначається за періодич­ними відборами проб з контрольного вентиля, центральну засувку закривають, а закачування технологічної рідини не припиняють. За умови підвищення вибій­ного тиску закачуваної технологічної рідини порівняно з пластовим тиском стовп рідини, що знаходиться нижче колони промивальних труб або НКТ, буде затиснутим у пласт. Гарантувати повне заміщення всього стовпа пластової ріди­ни на технологічну рідину під час промиванні не можна, тому густину проми­вальної рідини вибирають такою, щоб протитиск на пласт перевищував пласто­вий тиск на 5-10%. Відношення протитиску і пластового тиску називають коефі­цієнтом запасу.

Глушіння фонтанної, газліфтної і нагнітальної свердловин здійснюється закачуванням рідини глушіння методом прямого (в НКТ) чи зворотного (в затрубний простір) промивання експлуатаційної колони до виходу закачуваної рідини на поверхню за протитиску на виході рідини із свердловини рівному або дещо більшому від статичного тиску на гирлі, та вирівнювання густин вхідного і вихідного потоків. У затрубний простір рідину закачують, в основному, тоді, коли колона НКТ перекрита парафіном, не перевищуючи при цьому допусти­мий для колони тиск. Після перебігу 1-2 год за відсутності переливання рідини і виходу газу свердловина вважається заглушеною.

Для глушіння газліфтної свердловини, яка обладнана пакером, спочатку за допомогою канатного інструменту відкривають циркуляційний клапан, зни­жують надлишковий (вище атмосферного) тиск і закачують в НКТ рідину глушіння до виходу її через затрубний простір на поверхню. Потім перекри­вають затрубний простір і закачують у пласт рідину глушіння, а відтак за від­сутності виходу газу або рідини, розгерметизовують свердловину, зривають пакер. Після перебігу 1,5-2 годин відновлюють циркуляцію для виведення наф­ти, вимитої з підпакерної зони. Піднімання обладнання здійснюється з доливан­ням у свердловину рідини глушіння.

У разі підвищення тиску в затрубному просторі свердловин, обладнаних пакерами та відсікачами, виникає необхідність глушіння свердловин для запо­бігання руйнувань експлуатаційної колони з подальшим відкритим фонтаном чи грифоном.

У запакерованих свердловинах глушіння ускладнюється необхідністю гід­равлічно сполучити затрубний простір з трубним.

Розглянемо деякі апробовані варіанти глушіння свердловин, які оснащені різним внутрішньосвердловинним обладнанням.

Якщо свердловина обладнана однорядним піднімачем з клапаном-відсіка­чем і пакером, то глушіння можливе після відкриття циркуляційного клапана. Найбільш складним є випадок, який вимагає тривалої зупинки свердловини під тиском, коли вказаний клапан-відсікач неможливо відкрити з допомогою дис­танційного керування. В цьому випадку необхідно опустити через лубрикатор спеціальний інструмент та витягнути клапан-відсікач, попередньо створивши над ним тиск, який приблизно дорівнює пластовому. Якщо неможливо витяг­нути клапан з допомогою інструменту, який опускають на дроті, наприклад, через стирання заплечиків або заклинювання замкового пристрою клапана-від­сікача, то необхідно опустити під тиском труби малого діаметра (48 мм та мен­ше) зі спеціальним пристосуванням для витягування клапана-відсікача.

Якщо свердловина обладнана дворядним піднімачем та пакером, то її можна заглушити створенням циркуляції рідини через центральні труби з ви­ходом у кільцевий простір. Якщо це не вдається, то необхідно використати гли­бинну лебідку з інструментом, який опускається на канаті, відкрити циркуля­ційний клапан, забезпечивши тим самим зв'язок між трубним та затрубним про­сторами. Під час відкривання циркуляційного клапана необхідною умовою опу­скання інструменту є закриття свердловини для виключення впливу високона­пірної протитечії продукції. При цьому гирловий тиск різко підвищується, що (за наявності у свердловині НКТ із звичайними різьовими з'єднинами) може призвести до перетікання газу в затрубний простір. Тому для успішного відкри­вання циркуляційного клапана необхідно, щоб були висока міцність та герме­тичність обсадної колони.

У процесі експлуатації свердловин з дворядним піднімачем та пакером можливе порушення герметичності першого ряду і наявність сполучення труб­ного та затрубного просторів. При цьому глушіння свердловини проводиться описаним вище способом (через другий ряд та циркуляційний клапан). Однак, належить урахувати, що закриття свердловини в подібній ситуації та різке під­вищення гирлових тисків може призвести до прориву НКТ першого ряду. Якщо прорив НКТ відбудеться в нижній частині колони піднімальних труб першого ряду, то глушіння свердловини не викликає особливих затруднень. У випадку прориву труб у верхній частині глушіння свердловини ускладнюється. Щоб за­побігти виходу з ладу НКТ у процесі експлуатації, необхідно застосову­вати труби зі спеціальними високогерметичними з'єднинами і проводити їх своєчас­ну профілактичну заміну. Доцільно також використовувати НКТ з високогерме­тичними різьовими з'єднинами, наприклад, типу Батресс, ВАМ і з більшою тов­щиною стінки (понад 5,5 мм), які витримують 70 МПа надлишкового тиску.

Насосні свердловини, як правило, глушать шляхом закачування рідини на циркуляцію в міжтрубний простір, а об'єм рідини між входом у насос і пластом протискують у пласт.

Для глушіння свердловин, обладнаних ЕВН, циркуляційний клапан збива­ють, рідину закачують у НКТ до виходу її через затрубний простір. Потім за­трубну засувку закривають, а об'єм рідин між входом у насос і пластом протис­кують у пласт.

Глушіння свердловин, обладнаних ЕВН і ШСН, за необхідності викону­ють за два і більше заходів. У разі малої приймальності свердловину залишають у спокої на період витіснення свердловинної рідини рідиною глушіння і виконують наступний цикл глушіння. Якщо приймальність пласта відсутня, то після заміни об'єму рідини від гирла до входу в насос свердловину закривають і очікують, поки не відбудеться заміщення піднасосної рідини. Час заміщення піднасосної рідини визначається за формулою:

, (2.29)

де Н – глибина свердловини; h – глибина опускання насоса; ₀ – швидкість за­міщення піднасосної рідини (для водних розчинів NaCI і CaCI ₂ густиною 1100-1300 кг/м³ можна брати ₀ = 0,1-0,15 м/с). Після заміщення піднасосної рідини закачуванням у міжтрубний простір витісняють цю рідину із свердловини. Після вирівнювання тисків контролюють наявність переливання рідини із свердлови­ни. Якщо необхідно, то виконують додатковий цикл глушіння.

У випадку глушіння свердловин з високим газовим фактором, великим ін­тервалом перфорації, поглинанням рідини глушіння у високопроникні інтервали (приймальність 200-300 м³/доб при тиску 10-12 МПа) передбачають закачування в зону фільтра буферної пачки загущеної рідини глушіння або в'язкопружну рі­дину. Якщо має місце інтенсивне поглинання, то використовують нафто-водо-кислоторозчинні наповнювачі-кольматанти з умовою подальшого відновлення проникності привибійної зони пласта.

Буферну рідину прокачують до інтервалу перфорації, закривають гирлову засувку і рідину протискують у пласт. Засувки арматури закривають на 20‑30 хв для вирівнювання тисків.

Якщо після відкривання засувок відсутні газопрояви, переливання, поглинання рідини глушіння, тоді розпочинають ремонтні роботи.