- •Осложнения и аварии при бурении скважин
- •Прихваты бурильных труб
- •1.2. Потеря устойчивости ствола скважины (осыпи и обвалы)
- •1.3. Нефтегазопроявления
- •1.4. Водопроявления
- •1.5. Поглощения
- •1.6. Зашламление ствола скважины
- •1.7. Сальникообразование
- •2.1. Условия возникновения газонефтеводопроявлений при различных операциях
- •2.2. Признаки проявлений
- •2.3. Способы ликвидаций проявлений
- •2.4. Ликвидация проявлений при нахождении долота на забое
- •2.5. Выбор способа глушения газонефтеводопроявления
- •Контрольные вопросы
- •3. Предупреждение прихвата колонны труб и их ликвидация
- •3.1. Общие технологические мероприятия по предупреждению прихватов
- •3.2. Предупреждение прихватов первой группы
- •3.3. Предупреждение прихватов второй группы
- •3.4. Предупреждение прихватов третьей группы
- •3.5. Ликвидация прихватов
- •3.6. Определение места прихвата
- •3.7. Инструменты для определения кровли зоны прихвата
- •3.8. Способы ликвидации прихватов и их краткая характеристика
- •4. Профилактика возникновения поглощений и их ликвидация
- •4.1. Подготовка скважин к вскрытию поглощающих горизонтов и применение профилактических мер
- •4.2. Технология бурения при вскрытии и проходке проницаемых интервалов
- •4.3. Рекомендации по применению наполнителей для ликвидации поглощений
- •4.4. Классификационное разделение наполнителей по назначению
- •4.5. Ликвидация поглощений способом намыва наполнителей
- •4.5.1. Способ намыва наполнителей в зоны интенсивных поглощений через воронку, установленную на устье скважины
- •4.5.2. Способы намыва наполнителей по закрытой нагнетательной линии
- •4.5.3. Способ одновременного намыва наполнителей, всплывающих и оседающих в трещинах зоны поглощения
- •4.5.4. Способ намыва наполнителей с помощью ца с вводом песка через пескосмесительную машину
- •4.5.5. Способы намыва в зоны поглощения наполнителей в растворах- носителях, обработанных флокулянтами
- •4.5.5.1. Характеристика флокулянтов
- •4.5.6. Способ намыва наполнителей на сфлокулированном цементном растворе малой плотности. Область применения и особенности технологии
- •Предупреждение искривления вертикальных скважин
- •5.1. Причины искривления вертикальных скважин
- •5.2. Способы предупреждения искривления ствола вертикальных скважин
- •5.3. Компоновка низа бурильной колонны и устройства для предупреждения искривления вертикальных скважин
- •5.4. Расчет оптимальных размеров жестких компоновок низа бурильной колонны
- •5.5. Выбор нагрузки и места установки центратора в маятниковой компоновке
- •5.6. Общие принципы выбора способов и технических средств для предупреждения искривления ствола вертикальных скважин
- •5.7. Рекомендации по обеспечению качественной формы ствола скважины
- •6. Заколонные проявления газа при строительстве скважин. Причины их возникновения и способы предотвращения
- •6.1. Возникновение флюидопроявлений после цементирования обсадных колонн
- •6.2. Движущие силы газопроявлений в тампонажном растворе (камне)
- •6.3. Флюидопроявляющие каналы в зацементированном заколонном пространстве
- •6.4. Способы предотвращения заколонных проявлений
- •7. Аварийность в бурении
- •7.1. Причины возникновения аварий
- •7.1.1. Аварии с бурильной колонной
- •7.1.2. Аварии при креплении скважины
- •Аварии с забойными двигателями и долотами
- •7.2.1. Аварии с забойными двигателями
- •7.2. 3. Аварии с долотами
- •7.3. Прочие виды аварий
- •7.3.1. Аварии при промыслово-геофизических работах в скважинах
- •7.3.2. Открытые фонтаны
- •7.3.3. Падение и разрушение буровых вышек
- •7.3.4. Падение элементов талевой системы
- •7.3.5. Взрывы и пожары на буровых объектах
- •8. Предупреждение аварий при бурении скважин
- •8.1. Предупреждение слома бурильной колонны
- •8.1.1 Предупреждение поломок стальных бурильных труб
- •8.1.2. Предупреждение слома убт и элементов кнбк
- •8.1.3. Предупреждение слома легкосплавных бурильных труб
- •8.1.4. Предупреждение слома переводников
- •8.1.5. Предупреждение слома ведущей трубы
- •8.2. Предупреждение аварий при креплении скважин
- •8.2.1. Работы по креплению скважины
- •8.2.2. Предупреждение аварий при спуске обсадных колонн
- •8.3. Предупреждение аварий с долотами
- •8.4. Предупреждение аварий с забойными двигателями
- •8.5. Предупреждение падения колонны труб в скважину
- •8.5.1. Требования при эксплуатации тормозной системы
- •8.5.2. Требования по эксплуатации талевых канатов
- •Требования по эксплуатации элеваторов
- •8.6. Предупреждение аварий при испытании скважин
- •8.7. Предупреждение аварий при бурении горизонтальных скважин
- •9. Инструменты для выполнения ловильных работ
- •9.1. Отсоединение неприхваченной части колонны труб
- •9.2. Захватывающие инструменты
- •9.3. Отбивание яссами прихваченных труб и инструментов
- •9.4. Операции обуривания
- •9.5. Инструменты для извлечения мелких предметов
- •10. Порядок расследования и учета аварий
4.5.5. Способы намыва в зоны поглощения наполнителей в растворах- носителях, обработанных флокулянтами
4.5.5.1. Характеристика флокулянтов
В качестве флокулянтов могут быть использованы соли двух- и трехвалентных металлов - кальция, алюминия и железа. Образующиеся при гидролизе этих солей гидроокиси и основные соли обладают сорбционными и флокулирующими свойствами. Они имеют развитую поверхность, хорошо сорбируют органические примеси и совместно с частицами глины, кварца, карбоната кальция обеспечивают распадение структурированного глинистого раствора на хлопья.
В настоящее время наибольшее распространение получили высокомолекулярные полимерные флокулянты, представляющие собой растворимые в воде линейные полимеры, состоящие из большого числа групп, связанных валентными связями.
Молекулярная масса полимерных соединений, используемых в качестве флокулянтов, колеблется от 0,05-0,10 млн до 8-10 млн. Наиболее эффективными флокулянтами являются вещества с высокой степенью полимеризации и большим молекулярным весом. Молекулярная масса флокулянтов и размер обрабатываемых частиц в суспензии должны находиться в оптимальных соотношениях.
В зависимости от свойств функциональных групп и степени их диссоциации в водных растворах полимерные флокулянты делятся на ионогенные и неионогенные. В свою очередь, ионогенные флокулянты могут быть подразделены на анионоактивные, катионоактивные и катионо-анионные (или амфотерные).
К неионогенным флокулянтам относятся такие, как поливиниловый спирт, полисахариды (крахмал), винилацетат, полиоксиэтилен. Катионоактивные полиэлектролиты: полиэтиленимин (ПЭИ), К-4 (продукт омыления полиакрилонитрила), ВА-2, ВА-3 (соединения на основе полистирола и изопропилового эфиров метакриловой кислоты), водамин-15.
Анионоактивные полиэлектролиты: гипан (гидролизованный полиакрилонитрил), гидролизованный полиакриламид (ГПАА), сополимер кальция мелеактвинил-ацетат, КМЦ, полиакрилат натрия, альгинат натрия, метас (сополимер метакриловой кислоты и ее амида), полиакриламид (ПАА), белки.
4.5.5.2. Определение оптимальных добавок флокулянта для глинистого раствора
Область оптимальных концентраций флокулянта в глинистом растворе находится следующим образом. В глинистый раствор вводится в различных объемных соотношениях заранее приготовленный 0,1 %-ный водный раствор флокулянта и определяется водоотдача на приборе ВМ-6 (в см3 за 30 минут). Водоотдача замеряется за 15, 30, 45 и 60 с. Полученные результаты сравниваются с водоотдачей глинистого раствора, в который вводятся такие же добавки воды. Оптимальная добавка флокулянта определяется по максимальному значению водоотдачи.
Изменение водоотдачи глинистого раствора, приготовленного из модифицированного бентонитового глинопорошка (плотность 1040 кг/м3, растекаемость по конусу АзНИИ – 17 см, водоотстой за 24 ч – 0, водоотдача на ВМ-6 за 30 минут – 18 см3), обработанного водным 0,1 %-ным раствором полиэтиленимина (ПЭИ), приведено в таблице 4.1.
Таблица 4.1. Изменение водоотдачи глинистого раствора
Добавка к глинистому раствору, % |
Водоотдача за 30 минут, см3 (при добавке к глинистому раствору) |
||
к объему |
к твердой фазе |
воды |
ПЭИ (0,1 %) |
1 |
0,02 |
18 |
30 |
2 |
0,04 |
19 |
70 |
3 |
0,06 |
20 |
78 |
4 |
0,08 |
22 |
54 |
2.5.5.3. Технология намыва наполнителей на глинистом растворе с добавкой флокулянтов
Технология намыва наполнителей с флокулянтами проводится по двум схемам: намыв наполнителей на заранее приготовленном глинистом растворе с применением технологической емкости и ЦА; намыв наполнителей на растворе, приготовленном из глинопорошков с помощью СМН-20 и ЦА.
По первой схеме обработка глинистого раствора флокулянтом осуществляется в технологической емкости. Для этого в емкости цементировочного агрегата приготавливают водный раствор ПАА 0,05 % или 0,1 % концентрации. При приготовлении раствора 0,1 % концентрации используется 12,5 кг 8 % - ного желеобразного ПАА или 1 кг порошкового. Глинистый раствор и водный раствор ПАА смешиваются в технологической емкости с таким расчетом, чтобы концентрация ПАА в общем объеме глинистого раствора не превышала 0,005 %. При этом должно быть обеспечено их равномерное перемешивание.
На рисунке 4.10 приведена схема обвязки бурового насоса с технологической емкостью и ЦА. После обработки глинистого раствора ПАА в него вводят наполнители. Так как ПАА придает свойства "скользкой" жидкости, объем ввода наполнителей следует увеличить в 1,5-2 раза по сравнению с объемом, вводившимся в необрабатываемый раствор.
Рис. 4.10
По второй схеме обработка флокулянтами глинистых растворов, приготавливаемых непосредственно на буровой с помощью СМН-20 и ЦА, производится следующим образом. В емкости ЦА и технологической емкости заготавливается 0,005 % - ный водный раствор ПАА и на нем затворяется бентонитовый порошок. Расход ПАА на 1 м3 воды должен составлять: при использовании желеобразного 8% ПАА не менее 625 г, порошкового – 5г.
На рисунке 4.11 приведена схема обвязки ЦА, СМН-20 при приготовлении глинистого раствора с добавкой флокулянта.
Рис. 4.11
