Page 16 - 6849

рахунок зменшення міжфазного натягу на межі розділу фаз «рідина глушіння -
пластовий флюїд»
6. Рідина глушіння не повинна містити твердих механічних домішок з діаметром
частинок більше 5 мкм. Загальний вміст механічних домішок не повинен
перевищувати 20 мг/л.
7. Рідина глушіння повинна володіти низькою корозійною активністю на свердловинне
обладнання. Швидкість корозії сталі не повинна перевищувати 0,1 мм/год.
8. Рідина повинна бути термостабільною при високих температурах і не кристалізуватися
на поверхні в зимових умовах.
9. Рідина глушіння повинна бути негорючою, вибухо- та пожежобезпечною,
нетоксичною.
10. Рідина повинна бути технологічною в приготуванні та використанні.
11. Густина і в’язкість рідини глушіння повинні регулюватися.
12. Вибір рідин глушіння, а також способи їх приготування (з вмістом твердої фази, на
основі мінеральних солей, вуглеводневій основі, піни) проводиться залежно від гірничо-
геологічних умов і технологічних умов роботи свердловини.

3.8.3 Фізико-хімічні фактори негативної дії рідин глушіння на фільтраційні
властивості продуктивних порід. В процесі поточного ремонту чи при ремонтно-
відновлювальних роботах свердловину неодноразово глушать, при цьому в багатьох
випадках після глушіння з використанням рідин на водній основі відмічається погіршення
фільтраційно-ємністних властивостей привибійної зони пласта.
Основними факторами погіршення властивостей ПЗП є:
• набухання глинистих компонентів порід-колекторів в результаті гідратації;
• блокуюча дія води, обумовлена капілярними і поверхневими явищами, що
відбуваються в поровому просторі в результаті взаємного витіснення рідини що не
змішуються;
• утворення в пласті стійких водонафтових емульсій;
• утворення в поровому просторі нерозчинних осадів в результаті взаємодії фільтратів і
пластових флюїдів;
• закупорювання пор твердими частинками, які проникли в пласт разом з фільтратом;
• закупорювання пор осадами високомінералізованих розсолів у результаті випадання в
порових каналах солей в кристалічній формі;
• зниження фазової проникності ПЗП для нафти в результаті впливу розсолів на
поверхню порід.
Ступінь прояву цих процесів залежить від гірничо-геологічних умов родовища і
технологічних умов проведення глушіння свердловини. Найбільш інтенсивно описані
фактори проявляються в наступних умовах:
• При глушінні свердловини, на якій проводився ГРП, або наявна природна
тріщинуватість. В ході глушіння більш легка пластова нафта по тріщинах швидко
проникає з пласта в свердловину, що супроводжується нафтогазопроявами, а більш важка
рідина глушіння поглинається пластом, що призводить до неможливості глушіння
звичайним способом.
• При глушінні свердловин, розташованих в зонах з пластовим тиском нижче
гідростатичного. У цих умовах відбувається поглинання рідини глушіння в великих
об’ємах, що супроводжується забрудненням ПЗП, погіршенням її фазової і абсолютної
проникності, тривалим виведенням свердловини на режим після ремонту.
• При глушінні свердловин, розташованих в зонах з підвищеним пластовим тиском
відносно гідростатичного. Застосування в цих умовах важких розсолів хлориду натрію і
кальцію призводить до неозворотного погіршення фільтраційних властивостей ПЗП через
невисокий коефіцієнт відновлення проникності по нафті після фільтрації зазначених
рідин.
• При глушінні свердловин, які експлуатують об'єкти з високим газовим фактором і
високим тиском насичення.
• При глушінні свердловин, які експлуатують об'єкти з великим інтервалом перфорації.
• При глушінні свердловин, які експлуатують пласти, що відрізняються високим
вмістом глин і низькою проникністю.
У цих випадках глушіння свердловин повинно проводитися за комбінованою
технологією з використанням в комплексі з традиційними рідинами глушіння спеціальних

15