Из Википедии, бесплатной энциклопедии
Перейти к навигации Перейти к поиску

Контроль нефтяных скважин - это управление опасными эффектами, вызванными неожиданным выбросом пластовой жидкости , такой как природный газ и / или сырая нефть , на наземное оборудование нефтяных или газовых буровых установок и утечкой в ​​атмосферу. Технически управление нефтяной скважиной включает предотвращение попадания пластового газа или текучей среды (углеводородов), обычно называемых выбросом , в ствол скважины во время бурения или вмешательства в скважину.

Пластовая текучая среда может поступать в ствол скважины, если давление, оказываемое столбом бурового раствора, недостаточно велико для преодоления давления, оказываемого текучими средами в буровом пласте (поровое давление). [1] [2] Контроль нефтяных скважин также включает в себя мониторинг скважины на предмет признаков надвигающегося притока пластовой жидкости в ствол скважины во время бурения и процедур, чтобы остановить поток скважины, когда это произойдет, путем принятия надлежащих корректирующих мер. [3]

Неспособность управлять этими эффектами давления и контролировать их может привести к серьезному повреждению оборудования и травмам или смерти. Ситуации, связанные с неправильным управлением скважиной, могут вызвать выбросы , которые являются неконтролируемыми и взрывными выбросами углеводородов пласта из скважины, что может привести к пожару. [4]

Важность контроля нефтяных скважин [ править ]

Современный бурильщик Аргентина.

Контроль нефтяных скважин - один из важнейших аспектов буровых работ. Неправильное устранение ударов при контроле нефтяных скважин может привести к выбросам с очень серьезными последствиями, включая потерю ценных ресурсов, а также жизни полевого персонала. Несмотря на то, что стоимость выброса (в результате ненадлежащего / отсутствия контроля нефтяной скважины) может легко достичь нескольких миллионов долларов США, денежные потери не так серьезны, как другие возможные убытки: непоправимый ущерб окружающей среде, отходы ценных ресурсов, испорченного оборудования и, самое главное, безопасности и жизни персонала буровой установки. [5] [6]

Чтобы предотвратить последствия выброса, самое пристальное внимание следует уделить контролю нефтяных скважин. Вот почему процедуры контроля нефтяной скважины должны быть на месте до начала ненормальной ситуации, обнаруженной в стволе скважины, и в идеале, когда будет размещена новая буровая установка. Другими словами, это включает время выбора нового местоположения, все бурение, заканчивание , капитальный ремонт , демпфирование и любые другие операции, связанные с бурением, которые должны выполняться с учетом надлежащего контроля нефтяной скважины. [6]Этот тип подготовки включает в себя широкое обучение персонала, разработку строгих правил эксплуатации и разработку программ бурения, что увеличивает вероятность успешного восстановления гидростатического контроля над скважиной после значительного притока пластовой жидкости. [6] [7]

Основные понятия и терминология [ править ]

Давление - очень важное понятие в нефтегазовой отрасли. Давление можно определить как: сила, действующая на единицу площади. Его единица СИ - ньютоны на квадратный метр или паскали . Другая единица измерения, бар , также широко используется в качестве меры давления, где 1 бар равен 100 кПа. Обычно в нефтяной промышленности США давление измеряется в фунтах силы на квадратный дюйм площади или фунтах на квадратный дюйм . 1000 фунтов на квадратный дюйм равняется 6894,76 кПаскалям.

Гидростатическое давление [ править ]

Гидростатическое давление (HSP), как указано, определяется как давление, создаваемое неподвижным столбом жидкости. То есть столб жидкости, который находится в статическом или неподвижном состоянии, оказывает давление из-за локальной силы тяжести на столб жидкости. [8]

Формула для расчета гидростатического давления в единицах СИ ( Н / м 2 ):

Гидростатическое давление = высота (м) × плотность (кг / м 3 ) × сила тяжести (м / с 2 ). [9]

Все жидкости в стволе скважины оказывают гидростатическое давление, которое является функцией плотности и вертикальной высоты столба жидкости. В единицах нефтепромыслов США гидростатическое давление может быть выражено как:

HSP = 0,052 × MW × TVD ' , где MW ( M ud W 8 или плотность ) - это плотность бурового раствора в фунтах на галлон (ppg), TVD - истинная вертикальная глубина в футах, а HSP - гидростатическое давление в фунтах на квадратный дюйм.

0,052 необходим как коэффициент преобразования в фунт / кв. Дюйм HSP. [10] [11]

Чтобы преобразовать эти единицы в единицы СИ, можно использовать:

  • 1 ppg ≈ 119,826 4273  кг / м 3
  • 1 фут = 0,3048 метра
  • 1 фунт / кв. Дюйм = 0,0689475729 бар
  • 1 бар = 10 5 паскалей
  • 1 бар = 15 фунтов на кв. Дюйм

Градиент давления [ править ]

Градиент давления описывается как давление на единицу длины. Часто при управлении нефтяными скважинами давление, оказываемое флюидом, выражается в терминах его градиента давления. Единица СИ - паскаль / метр. Градиент гидростатического давления можно записать как:

Градиент давления (psi / ft) = HSP / TVD = 0,052 × MW (ppg). [12]

Пластовое давление [ править ]

Пластовое давление - это давление, оказываемое пластовыми флюидами , которые представляют собой жидкости и газы, содержащиеся в геологических формациях, встречающихся во время бурения на нефть или газ. Можно также сказать, что это давление, содержащееся в порах пробуриваемого пласта или коллектора. Пластовое давление является результатом гидростатического давления пластовых флюидов над интересующей глубиной вместе с давлением, удерживаемым в пласте. Существует 3 уровня пластового давления: пласт с нормальным давлением, аномальное пластовое давление или аномальное пластовое давление.

Пласт с нормальным давлением

Пласт с нормальным давлением имеет пластовое давление, такое же, как гидростатическое давление флюидов над ним. Поскольку флюиды над пластом обычно представляют собой некоторую форму воды, это давление можно определить как давление, оказываемое водяным столбом от глубины пласта до уровня моря.

Нормальный градиент гидростатического давления для пресной воды составляет 0,433 фунта на квадратный дюйм на фут (фунт / фут), или 9,792 килопаскалей на метр (кПа / м), и 0,465 фунта на квадратный дюйм / фут для воды с растворенными твердыми частицами, как в водах побережья Мексиканского залива, или 10,516 кПа / м. Плотность пластовой воды в соленой или морской среде, например, вдоль побережья Мексиканского залива, составляет около 9,0  ppg или 1078,43 кг / м 3 . Поскольку это самый высокий показатель как для воды побережья Мексиканского залива, так и для пресной воды, пласт с нормальным давлением можно контролировать с помощью бурового раствора 9,0 фунт / галлон.

Иногда вес покрывающей породы, которая относится к породам и флюидам над пластом, будет иметь тенденцию к уплотнению пласта, что приводит к увеличению давления внутри пласта, если флюиды задерживаются на месте. Пласт в этом случае сохранит свое нормальное давление только при наличии сообщения с поверхностью. В противном случае возникнет аномальное пластовое давление .

Аномальное пластовое давление

Как обсуждалось выше, когда флюиды захватываются внутри формации и не позволяют выйти, происходит повышение давления, ведущее к аномально высоким давлениям в формации. Для этого обычно требуется плотность бурового раствора более 9,0 фунтов на галлон. Избыточное давление, называемое «избыточным давлением» или «геодавлением», может вызвать взрыв скважины или стать неуправляемым во время бурения.

Аномальное пластовое давление

Субнормальное пластовое давление - это пластовое давление, которое меньше нормального давления для данной глубины. Это обычное явление для пластов, в которых происходила добыча исходного углеводорода или пластового флюида. [12] [13] [14] [15]

Давление вскрыши [ править ]

Давление покрывающих пород - это давление, оказываемое весом горных пород и содержащихся флюидов над интересующей зоной. Давление вскрыши варьируется в разных регионах и пластах. Это сила, которая стремится уплотнить формацию по вертикали. Плотность этих обычных пород составляет от 18 до 22 ppg (от 2157 до 2636 кг / м 3 ). Этот диапазон плотностей создаст градиент давления в покрывающей породе около 1 фунт / кв. Дюйм / фут (22,7 кПа / м). Обычно 1 фунт / дюйм2 / фут не применяется для мелководных морских отложений или массивной соли. Однако в море столб морской воды более легкий, и столб подводной породы не выходит на поверхность. Следовательно, на морской глубине обычно создается более низкое давление в покрывающих пластах, чем на суше на такой же глубине.

Математически давление покрывающих пород может быть получено как:

S = ρ b × D × g

куда

g = ускорение свободного падения
S = давление вскрыши
ρ b = средняя объемная плотность пласта
D = вертикальная мощность вышележащих отложений

Объемная плотность отложений является функцией плотности скелета породы, пористости в пределах порового пространства и плотности порового флюида. Это можно выразить как

ρ b = φρ f + (1 - φ) ρ m

куда

φ = пористость породы
ρ f = плотность пластового флюида
ρ m = плотность скелета породы [16] [17]

Давление при разрыве [ править ]

Давление разрыва можно определить как давление, необходимое для разрушения или раскола пласта. Как следует из названия, именно давление вызывает разрушение пласта и потерю циркулирующей жидкости. Давление гидроразрыва обычно выражается в виде градиента с общепринятыми единицами измерения фунт / кв. Дюйм (кПа / м) или фунт на галлон (кг / м 3 ).

Для разрыва пласта обычно необходимы три вещи, а именно:

  1. Насос в пласт. Для этого потребуется давление в стволе скважины, превышающее пластовое давление.
  2. Давление в стволе скважины также должно превышать прочность скелета породы.
  3. И, наконец, давление в стволе скважины должно быть больше одного из трех основных напряжений в пласте. [18] [19]

Давление насоса (потери давления в системе) [ править ]

Давление насоса , который также упоминается как потеря давления в системе , это сумма всех потерь давления от наземного оборудования нефтяных скважин, в бурильной трубе , в утяжеленной бурильной трубы , на буровой головке , и кольцевых потерь на трение вокруг утяжеленной бурильной трубы и бурильная труба. Он измеряет потерю давления в системе в начале циркуляционной системы и измеряет общее давление трения. [20]

Медленное давление насоса (SPP) [ править ]

Медленное давление насоса - это давление циркуляции (давление, используемое для прокачки жидкости через всю активную жидкостную систему, включая ствол скважины и все наземные резервуары, которые составляют основную систему во время бурения) с пониженной скоростью. SPP очень важен во время операции глушения скважины, при которой циркуляция (процесс, при котором буровой раствор циркулирует из всасывающей ямы, вниз по бурильной трубе и утяжеленным бурильным трубам, из долота, вверх по кольцевому пространству и обратно в ямы во время бурения). процессы) выполняется с пониженной скоростью, чтобы позволить лучше контролировать циркуляционные давления и чтобы свойства бурового раствора (плотность и вязкость) сохранялись на желаемых значениях. Давление медленного насоса также может упоминаться как «давление скорости глушения», или «давление медленной циркуляции», или «давление скорости глушения» и так далее.[23]

Давление в бурильной трубе при остановке [ править ]

Давление в закрытой бурильной трубе (SIDPP), которое регистрируется, когда скважина закрывается из-за выброса, является мерой разницы между давлением на забое скважины и гидростатическим давлением (HSP) в бурильной трубе . Во время закрытия скважины давление в стволе скважины стабилизируется, и пластовое давление сравняется с давлением на забое скважины. В это время бурильная труба должна быть заполнена жидкостью известной плотности. Следовательно, пластовое давление можно легко рассчитать с помощью SIDPP. Это означает, что SIDPP дает прямое давление пласта во время выброса.

Давление в закрытой обсадной колонне (SICP) [ править ]

Запорное давление обсадной колонны (SICP) является мерой разности между пластовым давлением и HSP в кольцевом пространстве , когда происходит удар.

Давления, возникающие в кольцевом пространстве, можно оценить с помощью следующего математического уравнения:

FP = буровой раствор HSP + приток HSP + SICP

куда

FP = пластовое давление (фунт / кв. Дюйм)
Буровой раствор HSP = гидростатическое давление бурового раствора в затрубном пространстве (фунт / кв. Дюйм)
Приток HSP = гидростатическое давление притока (фунт / кв. Дюйм)
SICP = давление в обсадной колонне (фунт / кв. Дюйм)

Забойное давление (BHP) [ править ]

Забойное давление (BHP) - это давление на забое скважины. Давление обычно измеряется на дне отверстия. Это давление можно рассчитать в статическом стволе скважины, заполненном жидкостью, с помощью уравнения:

BHP = D × ρ × C,

куда

BHP = забойное давление
D = вертикальная глубина колодца
ρ = плотность
C = коэффициент преобразования единиц
(или, в английской системе, BHP = D × MWD × 0,052).

В Канаде формула: глубина в метрах x плотность в килограммах x коэффициент постоянной силы тяжести (0,00981), который дает гидростатическое давление в стволе скважины или (л.с.) л.с. = л.с. при отключенных насосах. Забойное давление зависит от следующего:

  • Гидростатическое давление (HSP)
  • Давление на поверхности при закрытии (SIP)
  • Давление трения
  • Пульсирующее давление (возникает, когда переходное давление увеличивает забойное давление)
  • Давление мазка (возникает, когда переходное давление снижает забойное давление)

Следовательно, можно сказать, что забойное давление - это сумма всех давлений на забое скважины, которая равна:

BHP = HSP + SIP + трение + Surge - тампон [24] [25]

Основные расчеты в управлении нефтяными скважинами [ править ]

Есть несколько основных расчетов, которые необходимо выполнить при контроле нефтяной скважины. Некоторые из этих важных расчетов будут рассмотрены ниже. Большинство единиц здесь выражено в единицах нефтяных промыслов США, но эти единицы могут быть преобразованы в их эквивалент в единицах СИ с помощью этой ссылки « Преобразование единиц» .

Емкость [ править ]

Мощность бурильной колонны является важным вопросом при управлении нефтяными скважинами. Вместимость бурильной трубы, утяжеленных бурильных труб или ствола скважины - это объем жидкости, который может в них содержаться.

Формула емкости показана ниже:

Емкость = ID 2 / 1029,4

куда

Емкость = Объем в баррелях на фут (барр. / Фут)
ID = внутренний диаметр в дюймах
1029.4 = коэффициент преобразования единиц

Также общий объем трубы или отверстия определяется как:

Объем в баррелях (баррелей) = Вместимость (баррелей / фут) × длина (футы)

Футы трубы, занимаемые заданным объемом, определяются по формуле:

Футы трубы (футы) = Объем бурового раствора (баррелей) / Вместимость (баррелей / фут)

Расчет производительности важен при управлении нефтяными скважинами по следующим причинам:

  • Объем бурильной трубы и утяжеленных бурильных труб должен быть закачан, чтобы буровой раствор попал в долото во время операции глушения.
  • Он используется для обнаружения пилюль и пробок на различной глубине ствола скважины. [26]

Кольцевая емкость [ править ]

Это объем, заключенный между внутренним диаметром отверстия и внешним диаметром трубы. Производительность в кольце определяется по формуле:

Кольцевая емкость (барр / фут) = (ID отверстия 2 - О.Д. труба 2 ) / 1029,4

куда

ID отверстие 2 = внутренний диаметр обсадной трубы или открытого отверстия в дюймах
OD pipe 2 = Внешний диаметр трубы в дюймах

по аналогии

Кольцевой объем (баррелей) = Кольцевой объем (баррелей / фут) × длина (футы)

и

Футы, занятые объемом бурового раствора в кольцевом пространстве = Объем бурового раствора (баррелей) / Производительность кольцевого пространства (баррелей / фут). [27]

Падение уровня жидкости [ править ]

Падение уровня жидкости - это расстояние, на которое упадет уровень бурового раствора, когда из ствола скважины вытягивается сухая колонна (долото, которая не закупорена), и определяется как:

Падение уровня жидкости = барр. Диспл / (колпачок CSG + диспергатор трубы)

или же

Падение уровня жидкости = баррелей диспергирования / (колпачок Ann + колпачок трубы)

и результирующая потеря HSP определяется как:

Потерянное HSP = 0,052 × МВт × падение жидкости

куда

Падение жидкости = расстояние падения жидкости (футы)
Bbl disp = смещение вытянутой трубы (баррель)
Крышка CSG = емкость обсадной колонны (барр. / Фут)
Диаметр трубы = смещение трубы (барр. / Фут)
Ann cap = Объемное пространство между обсадной колонной и трубой (барр. / Фут)
Заглушка трубы = емкость трубы
Потерянное HSP = Потерянное гидростатическое давление (фунт / кв. Дюйм)
MW = вес бурового раствора (ppg)

При вытягивании мокрой колонны (долото забито) жидкость из бурильной колонны не возвращается в скважину. Затем капля жидкости меняется на следующую:

Падение уровня жидкости = барр. Диспл / колпачок Ann.

Вес Kill Mud (KMW) [ править ]

Вес бурового раствора - это плотность бурового раствора, необходимая для уравновешивания пластового давления во время операции глушения. Грязь убивающего веса может быть рассчитана следующим образом:

KWM = SIDPP / (0,052 × TVD) + OWM

куда

KWM = забойный раствор (ppg)
SIDPP = давление в бурильной трубе в закрытом состоянии (фунт / кв. Дюйм)
TVD   = истинная вертикальная глубина (футы)
OWM   = исходный вес бурового раствора (ppg)

Но когда пластовое давление можно определить из таких источников данных, как забойное давление, то KWM можно рассчитать следующим образом:

KWM = FP / (0,052 × TVD )

где FP = пластовое давление. [28]

Удары [ править ]

Прорыв нефтяной скважины Ixtoc I

Удар - это попадание пластовой жидкости в ствол скважины во время буровых работ. Это происходит потому, что давление, оказываемое столбом бурового раствора , недостаточно велико для преодоления давления, оказываемого жидкостями в пробуренном пласте. Вся суть контроля нефтяных скважин состоит в том, чтобы предотвратить возникновение толчка и, если это произойдет, предотвратить его перерастание в выброс . Неконтролируемый выброс обычно возникает из-за неправильного развертывания оборудования, использования неэффективных методов или недостаточной подготовки буровых бригад. Потеря контроля над нефтяными скважинами может привести к выбросу, который представляет собой одну из самых серьезных угроз, связанных с разведкой нефтяных ресурсов, включая риск для жизни и экологические и экономические последствия.[29] [30]

Причины ударов [ править ]

Выброс произойдет, когда забойное давление (BHP) скважины упадет ниже пластового давления и пластовая жидкость течет в ствол скважины. Обычно есть причины для ударов, некоторые из которых:

  • Несоблюдение полного заполнения отверстия во время поездки
  • Мазок во время спотыкания
  • Нарушение кровообращения
  • Недостаточная плотность жидкости
  • Аномальное давление
  • Бурение соседней скважины
  • Потеря контроля во время испытания буровой штанги
  • Неправильное заполнение в поездках

Неспособность заполнить отверстие во время поездки [ править ]

Спуск - это полная операция по извлечению бурильной колонны из ствола скважины и ее спуску обратно в ствол скважины. Эта операция обычно выполняется, когда долото (которое является инструментом, используемым для дробления или резки породы во время бурения) затупляется или ломается и больше не бурит породу эффективно. Типичная операция бурения глубоких нефтяных или газовых скважин может потребовать до 8 или более спусков бурильной колонны для замены затупившегося вращающегося долота для одной скважины.

Спуск из скважины означает, что весь объем стали (бурильной колонны) удаляется или был удален из скважины. Это смещение бурильной колонны (стали) оставит объем пространства, который необходимо заменить равным объемом бурового раствора . Если замена не будет произведена, уровень жидкости в стволе скважины упадет, что приведет к потере гидростатического давления (HSP) и забойного давления (BHP). Если это дно снижение давления отверстие опускается ниже пластового давления , удар , безусловно , произойдет.

Мазок во время спотыкания [ править ]

Свабирование происходит, когда забойное давление снижается из-за эффекта вытягивания бурильной колонны вверх в пробуренной скважине. Во время спуска из скважины пространство, образованное бурильной трубой , утяжеленной бурильной трубой или насосно-компрессорной трубой (которые удаляются), должно быть заменено чем-то, обычно буровым раствором . Если скорость спуско-подъемных операций больше, чем скорость закачки бурового раствора в пустое пространство (созданное при удалении бурильной колонны), то тампон будет происходить. Если снижение забойного давления , вызванные свабированиями ниже пластовое давления , то удар будет происходить.

Прекращение обращения [ править ]

Потеря циркуляции обычно возникает, когда гидростатическое давление разрушает открытый пласт. Когда это происходит, происходит потеря циркуляции, и высота столба жидкости уменьшается, что приводит к снижению HSP в стволе скважины . Если не принять меры, чтобы отверстие оставалось заполненным, может произойти удар. Нарушение кровообращения может быть вызвано:

  • чрезмерный вес бурового раствора
  • чрезмерные потери на трение в кольце
  • чрезмерное импульсное давление во время спусков или забивание долота
  • чрезмерное давление закрытия.

Недостаточная плотность жидкости [ править ]

Если плотность бурового раствора или раствора в стволе скважины недостаточна для контроля пластового давления, может произойти выброс. Недостаточная плотность бурового раствора может быть следствием:

  • попытка бурения с использованием решения с грузом на депрессии
  • чрезмерное разбавление грязи
  • проливные дожди в ямах
  • оседание барита в карьерах
  • обнаружение в лунке таблеток низкой плотности.

Аномальное давление [ править ]

Другой причиной выбросов является случайное бурение в проницаемых зонах с аномально высоким давлением . Повышенное пластовое давление может превышать забойное давление, что приводит к выбросу.

Бурение соседней скважины [ править ]

Бурение соседней скважины является потенциальной проблемой, особенно при морском бурении, когда большое количество наклонно-направленных скважин пробурено с одной и той же платформы . Если буровая скважина проникает в эксплуатационную колонну ранее завершенной скважины, пластовая жидкость из завершенной скважины будет попадать в ствол буровой скважины, вызывая толчок. Если это происходит на небольшой глубине, это чрезвычайно опасная ситуация и может легко привести к неконтролируемому выбросу без предупреждения о событии.

Потерян контроль во время испытания буровой штанги [ править ]

Испытание бурильной колонны выполняется путем установки пакера над исследуемым пластом и обеспечения движения пласта. В ходе испытания ствол скважины или обсадная колонна под пакером и, по меньшей мере, часть бурильной трубы или насосно-компрессорной трубы заполняются пластовым флюидом. По завершении испытания эту жидкость необходимо удалить с помощью надлежащих методов управления скважиной, чтобы вернуть скважину в безопасное состояние. Несоблюдение правильных процедур для глушения скважины может привести к выбросу. [31] [32] [33]

Неправильное заполнение в поездках [ править ]

Неправильное заполнение при спуско-спуске происходит, когда объем бурового раствора для поддержания скважины в полном объеме при спуске (полная операция по извлечению бурильной колонны из ствола и спуску ее обратно в ствол скважины) меньше рассчитанного или меньше, чем запись в путевом журнале . Это состояние обычно вызвано попаданием пластовой жидкости в ствол скважины из-за свабирования бурильной колонны, и, если в ближайшее время не будут приняты меры, скважина перейдет в состояние выброса. [34] [35] [36]

Предупреждающие знаки [ править ]

Прорыв буровой установки Deepwater Horizon , 21 апреля 2010 г.

При контроле нефтяных скважин удар должен быть обнаружен незамедлительно, и если он обнаружен, необходимо немедленно предпринять соответствующие меры по предотвращению выброса, чтобы избежать выброса. Существуют различные контрольные признаки, которые сигнализируют бдительной бригаде о том, что вот-вот начнется удар. Зная эти признаки, вы сможете держать нефтяную скважину под контролем и избежать выброса:

Внезапное увеличение скорости бурения [ править ]

Внезапное увеличение скорости проходки (перерыв в бурении) обычно вызвано изменением типа пробуриваемого пласта. Однако это также может сигнализировать об увеличении порового давления пласта, что может указывать на возможный выброс.

Увеличение расхода в затрубном пространстве [ править ]

Если скорость, с которой работают насосы, остается постоянной, то поток из затрубного пространства должен быть постоянным. Если поток в кольцевом пространстве увеличивается без соответствующего изменения скорости закачки, дополнительный поток вызывается подачей пластового флюида в ствол скважины или расширением газа. Это укажет на надвигающийся удар.

Увеличение объема ямы [ править ]

Если есть необъяснимое увеличение объема поверхностного бурового раствора в карьере (большой резервуар, содержащий буровой раствор на буровой установке), это может означать надвигающийся удар. Это связано с тем, что по мере того, как пластовый флюид поступает в ствол скважины, он заставляет больше бурового раствора вытекать из кольцевого пространства, чем закачивается вниз по бурильной колонне , поэтому объем флюида в яме (ах) увеличивается.

Изменение скорости / давления насоса [ править ]

Снижение давления насоса или увеличение скорости насоса может произойти в результате снижения гидростатического давления в кольцевом пространстве, когда пластовые флюиды входят в ствол скважины. По мере того как более легкий пластовый флюид течет в ствол скважины, гидростатическое давление, оказываемое кольцевым столбом флюида, уменьшается, и буровой раствор в бурильной трубе стремится к U-образной трубе в кольцевое пространство. Когда это произойдет, давление в насосе упадет, а скорость насоса увеличится. Признаки более низкого давления насоса и увеличения скорости насоса также могут указывать на наличие отверстия в бурильной колонне, обычно называемого размывом. До тех пор, пока не будет подтверждено, произошел ли размыв или выброс скважины, следует предполагать выброс.

Категории управления нефтяными скважинами [ править ]

Существует три основных типа контроля нефтяных скважин: первичный контроль нефтяных скважин, вторичный контроль нефтяных скважин и третичный контроль нефтяных скважин. Эти типы описаны ниже.

Первичный контроль нефтяной скважины [ править ]

Первичное управление нефтяной скважиной - это процесс, который поддерживает гидростатическое давление в стволе скважины, превышающее давление флюидов в пробуренном пласте, но меньшее, чем давление разрыва пласта. Он использует вес бурового раствора для создания давления, достаточного для предотвращения притока пластовой жидкости в ствол скважины. Если гидростатическое давление меньше пластового давления, пластовые флюиды попадут в ствол скважины. Если гидростатическое давление текучей среды в стволе скважины превышает давление разрыва пласта, то текучая среда в скважине может быть потеряна в пласте. В крайнем случае потери циркуляции пластовое давление может превышать гидростатическое давление, позволяя пластовым флюидам проникать в скважину.

Вторичный контроль нефтяной скважины [ править ]

Вторичный контроль нефтяной скважины выполняется после того, как первичный контроль нефтяной скважины не смог предотвратить попадание пластовых флюидов в ствол скважины. В этом процессе используется «противовыбросовый превентор» , противовыбросовый превентор, чтобы предотвратить утечку скважинных флюидов из скважины. Поскольку плашки и штуцер противовыбросового превентора остаются закрытыми, проводится испытание на повышение давления и рассчитывается вес глушителя, который нагнетается внутрь скважины, чтобы глушить выброс и направлять его наружу.

Третичное (или сдвиговое) управление нефтяной скважиной [ править ]

Третичное управление нефтяными скважинами описывает третью линию защиты, где пласт не может контролироваться первичным или вторичным контролем скважины (гидростатическим и оборудованием). Это происходит при подземных выбросах. Ниже приведены примеры третичного контроля скважин:

  • Пробурить разгрузочную скважину, чтобы попасть в соседнюю текущую скважину, и заглушить скважину тяжелым буровым раствором.
  • Быстрая закачка тяжелого бурового раствора для контроля скважины с эквивалентной плотностью циркуляции
  • Закачивайте барит или тяжелые утяжелители, чтобы закупорить ствол скважины, чтобы остановить поток.
  • Закачка цемента для закупоривания ствола скважины [37] [38] [39] [40]

Процедуры закрытия [ править ]

Использование процедур остановки является одной из мер контроля нефтяных скважин для сокращения выбросов и предотвращения выброса . Процедуры закрытия - это особые процедуры закрытия скважины в случае выброса. При обнаружении любого положительного признака выброса, такого как внезапное увеличение потока или повышение уровня карьера, скважину следует немедленно закрыть. Если закрытие скважины не будет выполнено в кратчайшие сроки, вероятно, произойдет выброс.

Процедуры остановки обычно разрабатываются и практикуются для каждой деятельности буровой установки, такой как бурение, спуско-подъемные работы, каротаж, спуск труб, выполнение испытания бурильной колонны и т. Д. Основная цель конкретной процедуры остановки состоит в том, чтобы минимизировать объем выброса, попадающий в ствол скважины при возникновении выброса, независимо от того, какая фаза работы буровой установки происходит. Однако процедура закрытия - это процедура, специфичная для компании, и политика компании будет определять, как скважина должна быть закрыта.

Обычно это два типа процедур остановки: мягкое или жесткое. Из этих двух методов жесткая остановка является самым быстрым методом закрытия скважины; следовательно, это сведет к минимуму объем допускаемого выброса в ствол скважины. [41]

Процедуры уничтожения скважин [ править ]

Источник: [42] Процедура глушения скважины - это метод контроля нефтяных скважин. После того , как скважина была остановки скважины на удар , надлежащие процедуры убивать должно быть сделано немедленно. Общая идея процедуры глушения скважины состоит в том, чтобы выпустить любую пластовую жидкость, уже находящуюся в стволе скважины.во время выброса, а затем направить в скважину достаточную массу грязи глушения, называемую Kill Weight Mud (KWM), не допуская дальнейшего попадания жидкости в скважину. Если это можно сделать, то после того, как глушильный раствор будет полностью циркулировать вокруг скважины, можно открыть скважину и возобновить нормальную работу. Обычно циркулирует смесь бурового раствора для глушения (KWM), которая обеспечивает лишь гидростатический баланс пластового давления. Это позволяет поддерживать приблизительно постоянное забойное давление, которое немного превышает пластовое давление, по мере продолжения циркуляции глушения из-за дополнительной небольшой потери давления на циркулирующее трение. После циркуляции колодец снова открывается.

Основные процедуры глушения скважины, используемые при контроле нефтяных скважин, перечислены ниже:

  • Подождите и вес
  • Метод бурильщика
  • Циркуляция и вес
  • Параллельный метод
  • Обратная циркуляция
  • Процедура динамического убийства
  • Bullheading
  • Объемный метод
  • Смажьте и удалите воздух [43] [44]

Инциденты, связанные с управлением нефтяными скважинами - основные причины [ править ]

1904 г. Пожар нефтяной скважины в Биби-Эйбате (близ Баку , Азербайджан ).

Всегда будут потенциальные проблемы с контролем нефтяных скважин, пока ведутся буровые работы в любой точке мира. Большинство этих проблем с контролем скважины являются результатом некоторых ошибок и могут быть устранены, хотя некоторые из них фактически неизбежны. Поскольку мы знаем, что последствия неудачного управления скважиной серьезны, следует предпринять усилия для предотвращения некоторых человеческих ошибок, которые являются первопричинами этих инцидентов. Эти причины включают:

  • Недостаток знаний и навыков у бурового персонала.
  • Неправильные методы работы
  • Непонимание обучения управлению нефтяными скважинами
  • Несоблюдение политик, процедур и стандартов
  • Неадекватное управление рисками [45]

Организации, создающие культуру контроля скважин [ править ]

Эффективная культура контроля скважин может быть создана внутри компании, требуя обучения контролю скважины всех рабочих буровой установки, путем оценки компетентности в области контроля скважин на буровой площадке и путем поддержки квалифицированного персонала в проведении безопасных методов контроля скважин во время процесса бурения. Такая культура также требует, чтобы персонал, занимающийся контролем нефтяных скважин, придерживался правильных процедур в нужное время. Ясно изложенные политики и процедуры, достоверное обучение, гарантия компетентности и поддержка со стороны руководства могут минимизировать и смягчить инциденты, связанные с контролем скважины. Культура эффективного управления скважиной строится на технически компетентном персонале, который также обучен и имеет навыки управления ресурсами бригады (дисциплина, учитывающая человеческий фактор), которая включает осведомленность о ситуации, принятие решений (решение проблем), общение, командную работу и т. Д. и лидерство. Программы обучения разработаны и аккредитованы такими организациями, как Международная ассоциация буровых подрядчиков (IADC) и Международный форум по контролю за скважиной (IWCF).

IADC, со штаб-квартирой в Хьюстоне, штат Техас, является некоммерческой отраслевой ассоциацией, которая аккредитует обучение управлению скважиной в рамках программы WellSharp, которая направлена ​​на предоставление необходимых знаний и практических навыков, критически важных для успешного управления скважиной. Это обучение включает в себя мероприятия по бурению и обслуживанию скважин, а также уровни курса, применимые ко всем, кто участвует в поддержке или проведении буровых работ - от вспомогательного персонала офиса до рабочих и бурильщиков и до наиболее опытного руководящего персонала. Обучение, такое как включенное в программу WellSharp, и курсы, предлагаемые IWCF, способствуют повышению компетентности персонала, но истинную компетентность можно оценить только на рабочем месте во время работы. Следовательно, IADC также аккредитует отраслевые программы подтверждения компетентности, чтобы помочь обеспечить качество и последовательность процесса подтверждения компетентности для буровых работ. IADC имеет региональные офисы по всему миру и аккредитует компании по всему миру.IWCF - это неправительственная организация со штаб-квартирой в Европе, основной целью которой является разработка и администрирование программ сертификации систем контроля скважин для персонала, занятого в бурении нефтяных скважин, а также при капитальном ремонте и ремонте скважин. [46] [47] [48]

См. Также [ править ]

  • Противовыбросовый (бурение скважин)
  • Пожар нефтяной скважины
  • Пластовая жидкость
  • Нефтяная скважина

Ссылки [ править ]

  1. ^ Лайонс, Уильям С .; Плисга, Гэри Дж. (2005). Стандартный справочник по нефтяной и газовой инженерии (2-е издание). Эльзевир. Онлайн-версия доступна по адресу: Knovel = 33 , pp.4-371 (электронная версия).
  2. ^ Глоссарий нефти и газа, «Kick» , «Глоссарий технических терминов нефтегазовых месторождений» . Проверено 8 апреля 2011 года.
  3. ^ Schlumberger статье, "управление Well" , "Schlumberger Oilfield Глоссарий" . Проверено 9 апреля 2011 года.
  4. ^ Глоссарий нефти и газа, «Первичный контроль скважин» , «Глоссарий технических терминов на месторождениях нефти и газа» . Проверено 8 апреля 2011 г.
  5. ^ Джером Шуберт, «Бурение с регулируемым давлением: обнаружение выбросов и контроль скважины», Раздел: «Обнаружение выбросов во время бурения» , Общество инженеров-нефтяников, Журнал нефтяных технологий (JPT), архив 15.01.2010.
  6. ^ a b c Джером Джейкоб Шуберт, "Контроль скважины" , Отчет о менеджменте скважин Техасского университета A&M (декабрь 1995 г.). Проверено 4 января 2011 г., стр. Я -1/2.
  7. ^ Карен Bybee, «Хорошо Конкретная подход к количественному контроля скважин» , Общество инженеровнефтяников, журнал Petroleum Technology (JPT), архивируются 2010/01/15, с.60.
  8. ^ Глоссарий нефти и газа, «Гидростатическое давление» , «Глоссарий технических терминов нефтегазовых месторождений» . Проверено 8 апреля 2011 года.
  9. ^ Мичил Nelkon и Филипп Паркер, Advanced Level Physics , 7е издание, НьюДели, Индия, CBS Publishers, 1995, стр. 103-105, ISBN  81-239-0400-2
  10. ^ Jerome Jacob Schubert, 1995, стр. 1 -1, 2.
  11. ^ Schlumberger Limited статья, "Гидростатическое давление" , "Schlumberger Oilfield Глоссарий". Проверено 9 апреля 2011 года.
  12. ^ a b Джером Джейкоб Шуберт, 1995, стр. 1-2 .
  13. ^ Schlumberger Limited статья, "Аномальное давление" , "Schlumberger Oilfield Глоссарий" . Проверено 9 апреля 2011.
  14. ^ Schlumberger Limited статья "разрежение" , "Schlumberger Oilfield Глоссарий" . Проверено 9 апреля 2011 года.
  15. ^ Статья Schlumberger Limited, «Нормальное давление» , «Глоссарий Schlumberger OilField» . Проверено 9 апреля 2011.
  16. ^ Jerome Jacob Schubert, 1995, стр. 1 -3, 4.
  17. ^ Рем, Билл; Шуберт, Джером; Агшенас, Араш; Пакнежад, Амир Саман; Хьюз, Джим (2008). Бурение с регулируемым давлением . Издательская компания "Галф". Онлайн-версия доступна по адресу: Кновел-48 , стр. 22/23, раздел 1.7 (онлайн-версия)
  18. ^ Джером Джейкоб Шуберт, 1995, стр. 1-4 .
  19. ^ Рем, Билл; и другие. . (2008). Бурение с регулируемым давлением , стр.23, раздел 1.8.1 (онлайн-версия).
  20. Перейти ↑ Jerome Jacob Schubert, 1995, pp. 1-4 , 5, 6, 7.
  21. ^ Глоссарий нефти и газа, «Циркуляция» , «Глоссарий технических терминов нефтегазовых месторождений» . Проверено 8 апреля 2011 года.
  22. ^ Schlumberger Limited статья "Циркуляция" , "Schlumberger Oilfield Глоссарий" . Проверено 9 апреля 2011 года.
  23. ^ Джером Джейкоб Шуберт, 1995, стр 1-7.
  24. ^ Jerome Jacob Schubert, 1995, стр. 1 -8, 9, 10.
  25. ^ Рем, Билл; и др . (2008). Бурение с регулируемым давлением , стр.11, раздел 1.4.1 (онлайн-версия).
  26. ^ Jerome Jacob Schubert, 1995, p.2-1.
  27. ^ Jerome Jacob Schubert, 1995, стр. 2 -1, 2.
  28. ^ Jerome Jacob Schubert, 1995, стр. 2 -4, 6.
  29. ^ Статья Schlumberger Limited, "Kick" , "Глоссарий Schlumberger OilField" . Проверено 9 апреля 2011 года.
  30. ^ Статья IDPT / IPM, "Базовый контроль скважины" , сайт Scribd. По состоянию на 10 апреля 2011 г., стр. 3.
  31. ^ Иероним Якоб Шуберт, 1995, стр. 3 -1, 2, 3, 4.
  32. ^ Статья IDPT / IPM, «Базовый контроль скважины», стр.19 / 20.
  33. ^ Лайонс, Уильям С .; Плисга, Гэри Дж. (2005). Стандартный справочник по нефтяной и газовой инженерии , стр. 39-41, глава 2.
  34. ^ Jerome Jacob Schubert, 1995, стр. 4 -1-4.
  35. ^ Грейс, Роберт Д. (2003). Справочник по выбросу и контролю над скважиной . Эльзевир. Онлайн-версия доступна по адресу: Knovel-72 , pp.42/43, chapter 2 (онлайн-версия).
  36. ^ Рем, Билл; и др . (2008). Бурение с регулируемым давлением , стр. 212/213, раздел 8.6.2 (онлайн-версия).
  37. ^ Статья IDPT / IPM, «Базовый контроль скважины», стр.7.
  38. ^ Rachain Jetjongjit, "Что такое третичный контроль скважины" , DrillingFormulas.com, Формулы бурения и расчеты бурения. Проверено 11 апреля 2011 г.
  39. ^ Rachain Jetjongjit, "Что такое первичный контроль скважины" , DrillingFormulas.com, Формулы бурения и расчеты бурения. Проверено 11 апреля 2011 г.
  40. ^ Rachain Jetjongjit, "Что такое вторичный контроль скважины" , DrillingFormulas.com, Формулы бурения и расчеты бурения. Проверено 11 апреля 2011 г.
  41. ^ Джером Джейкоб Шуберт, 1995, стр. 5 -1
  42. Перейти ↑ Rabia, Hussain (1986). Техника бурения нефтяных скважин . Springer. С. 302–311. ISBN 0860106616.
  43. ^ Jerome Jacob Schubert, 1995, стр. 6 -1-13.
  44. ^ Статья IDPT / IPM, «Базовый контроль скважины». стр.37 / 38.
  45. ^ Учебные материалы IDPT / IPM, «Базовый контроль скважины» , сайт Scribd. По состоянию на 10 апреля 2011 г., стр. 4.
  46. ^ Kareen Bybee, "Построение культуры Ну-Control" , Общество инженеровнефтяников, журнал Petroleum Technology (JPT), архивируются 2009/01/16, стр.73.
  47. ^ IADC , "WellSharp" , IADC.org, Международная ассоциация буровых подрядчиков Программа аккредитации контроля скважин. Проверено 4 мая 2018 г.
  48. ^ IWCF, «Международная организация форума по контролю скважин» . Проверено 12 апреля 2011 г.