Причины попадания поверхносного мусора и мех примесей в скажину:

• при бурении и освоении новых скважин и боковых стволов

• при текущем и капитальном ремонте скважин;

• при глушении, технологических промывках и заливках химреагентов.

К первому случаю необходимо отнести наличие цементной и глинистой корки на стенках обсадных труб, которые при спуске НКТ и в ходе эксплуатации скважины осыпаются и попадают на прием насоса. Нередко в новых скважинах в насос попадает резина после перфорации, куски уплотнительного материала и другие предметы наземного происхождения.

Щепки из разлохмаченных деревянных прокладок прилипают к трубам и штангам и при спуске их попадают в скважину. Точно так же попадают другие предметы – изолента, шкимки, резина, краска и т.д. При замене НКТ на территории скважины часто к НКТ прилипает глина, которая частично попадает в скважину из-за отсутствия гарантированной очистки поверхности НКТ.

При капитальном ремонте скважин чаще всего скважины засоряются в процессе проведения технологических операций, особенно при производстве ловильных работ, ликвидации аварий с оборудованием, при выполнении операций, связанных с разбуриванием цементного камня, фрезерованием, скребкованием и райберованием скважины. Значительное количество мехпримесей и посторонних предметов может попасть в скважину в процессе глушения, горячих, химических обработок и проведения других технологических операций, связанных с промывкой и закачкой в скважину жидкости. Нередко это происходит при приготовлении жидкости глушения из комковых солей, которые содержат карьерный мусор и плохо фильтруются. Таким путем в скважину попадают чаще всего остатки растительности, кусочки тканевого материала, бумаги, полиэтилена, мелкие щепки и другие предметы. Такой мусор попадает в автоцистерну при ремонте, при откачке амбаров, грязной жидкости с мест порывов трубопроводов, канализационных емкостей. После слива этой жидкости, если не производится тщательная промывка и чистка емкости автоцистерны, вместе с жидкостью глушения и промывки грязь и мусор попадают в скважину и, в дальнейшем, на фильтр и прием насоса.

Загрязнение скважины при ремонте, при глушении и промывки.

Во многих случаях глушение скважин осуществляется с серьезными отклонениями от заданной технологии и отсутствием контроля за изменениями давлений на забое скважин. В результате снижается эффективность работ, допускаются открытые выбросы из скважин и, как следствие, загрязнение почвы нефтью, нефтепродуктами, глинистым раствором и высокоминерализованными водами. Существующая технология глушения скважин отработанными буровыми растворами засоряет пласт и призабойную зону, и особенно в скважинах с высоким пластовым движением, где используются глинистые растворы повышенной плотности. Проникая в пласт, буровой раствор закупоривает поры и снижает приемистость и продуктивность скважины. При ремонте нагнетательных скважин, где работы по глушению нередко сопровождаются изливом на поверхность, почва сильно загрязняется минерализованными жидкостями. Многочисленными лабораторными исследованиями установлено, что проникающая в пласт вода снижает естественную проницаемость коллекторов на 50% и более. Это особенно характерно для скважин с низким пластовым давлением, в которых при глушении раствором на водной основе пласт поглощает большое количество воды. Для глушения скважин используются различные нетоксичные водные растворы фосфорнокислых солей и полимерные растворы плотностью 1,7—1,8 г/см3. Полимерные растворы включают в себя товарный (8%) полиакриламид, техническую соль (типа хлорида натрия, магния, цинка, сульфата магния), неионогенные ПАВ и бентонитовый глинопорошок. Для глушения скважин применяются также жидкости на углеводородной основе. ТатНИПИнефтью разработана и рекомендуется технология глушения нефтяных скважин с применением гидрофобно-эмульсионных растворов на углеводородной основе. Раствор представляет собой эмульсию типа вода в масле, плотность его может изменяться от плотности углеводородной жидкости до 2 г/см3. Основные преимущества гидрофобно-эмульсионного раствора следующие. При высокопластичных свойствах раствора в пласте фильтруется углеводородная фаза.Твердый компонент раствора находится во взвешенном состоянии и не засоряет призабойную зону пласта. Благодаря высокой вязкости раствора допускается применение его для глушения скважин с высоким пластовым давлением. Использование раствора сохраняет коллекторские свойства пласта и позволяет применять его повторно.