- •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
1.6. Зашламление ствола скважины
Одним из часто встречающихся осложнений процесса бурения является образование шламовых пробок в стволе скважины. Они образуются вследствие плохой выносной способности бурового раствора. Признаками образования шламовых пробок являются:
отсутствие шлама на сетке вибросита в процессе бурения скважины;
несоответствующее (меньшее) величине механической скорости количество шлама на сетке вибросита;
пульсация давления в стояке при бурении или промывке скважины;
подъем бурильной колонны с затяжками в кавернозной части ствола;
спуск инструмента с посадками в кавернозной части ствола;
снижение механической скорости бурения в однородных интервалах.
Отложение шлама в кавернах вызывается плохими реологическими характеристиками бурового раствора и несоответствующим характером (режимом) течения потока в затрубном пространстве. Характер течения потока предопределяется двумя факторами: скоростью течения потока и режимом течения. Если скоростью потока (производительностью насосов) в большинстве случаев варьировать нет возможности, то режимом течения в определенном диапазоне можно управлять. Режим течения предопределяется двумя реологическими параметрами: коэффициентом нелинейности n и коэффициентом пластичности m. Для практического решения задачи можно использовать только коэффициент пластичности.
Чем меньше значение m, тем больше разница скоростей течения в центре и на периферии потока.
Естественно, что при большой разнице скоростей шлам отбрасывается к стенке скважины и откладывается в кавернах. Следовательно, для улучшения выноса шлама необходимо обеспечить такой режим течения, когда скорость течения по всей площади кольца стремилась бы к постоянной. Такой режим обеспечивается при значениях коэффициента пластичности m>5. Увеличить значение m в зависимости от содержания коллоидной фазы можно двумя способами:
- при оптимальном содержании коллоидной фазы (Ск=2,1-2,4 %) частичной коагуляцией раствора путем обработки его 1,5-3 м3 пластовой воды или 20-40 кг хлористого кальция, растворенного в воде;
- при недостаточном содержании коллоидной фазы (Ск=2,1) – совместной обработкой бентонитовым глинопорошком и хлористым кальцием (пластовой водой).
Однако указанные методы больше предназначены для очистки ствола, загрязненного шламом. Для предотвращения загрязнения ствола необходимо в процессе бурения поддерживать соответствующее значение коэффициента пластичности путем поддержания необходимого соотношения в буровом растворе воды, коллоидной фазы и полимера, о чем указывалось ранее. Избыток полимера или недостаток коллоидной фазы приводят к резкому снижению значения коэффициента m.
Существующее мнение, что выносную способность раствора можно увеличить простым увеличением условной вязкости раствора, является ошибочным. Из промысловой практики известно, что повышение условной вязкости даже до 80-100 с не всегда улучшает выносную способность раствора. В то же время при вязкости 25-30 с обеспечивается полный вынос шлама из скважины.
Необходимо также отметить и то, что увеличение скорости потока (производительности насосов) также не улучшает вынос шлама. Промысловые эксперименты и практика работ на Талинском, Ловинском и Шуминском месторождениях многократно это подтвердили. Так, при работе двух насосов на втулках Ø140 мм (42 л/с) не обеспечивалась очистка скважины от шлама при низких значениях коэффициента m. В то же самое время при работе одного насоса на втулках Ø150 мм (24 л/с) и значениях коэффициента m=5-8 с-1 обеспечивался полный вынос шлама. Следовательно, коэффициент m является важным технологическим параметром бурового раствора.