Управление нефтяными скважинами
 | Эта статья нуждается в дополнительных цитатах для проверки . ( апрель 2011 г. ) |
Контроль нефтяных скважин – это управление опасными последствиями, вызванными неожиданным выбросом пластовой жидкости , такой как природный газ и/или сырая нефть , на наземное оборудование нефтяных или газовых буровых установок и ее утечкой в атмосферу. Технически контроль нефтяных скважин предполагает предотвращение попадания пластового газа или жидкости (углеводородов), обычно называемых выбросом , в ствол скважины во время бурения или внутрискважинных работ.
Пластовая жидкость может попасть в ствол скважины, если давление, оказываемое столбом бурового раствора, недостаточно велико, чтобы преодолеть давление, оказываемое флюидами в пласте (поровое давление). разбуриваемом [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 фонтанирование скважины, когда это произойдет, путем принятия соответствующих мер по устранению последствий. [3]
Неспособность управлять и контролировать эти эффекты давления может привести к серьезному повреждению оборудования, травмам или гибели людей. Неправильно управляемые ситуации управления скважиной могут вызвать выбросы , которые представляют собой неконтролируемые взрывные выбросы пластовых углеводородов из скважины, что может привести к пожару. [4]
Важность контроля нефтяных скважин
[ редактировать ]
Управление нефтяными скважинами является одним из наиболее важных аспектов буровых работ. Неправильное обращение с ударами при управлении нефтяными скважинами может привести к выбросам с очень тяжелыми последствиями, включая потерю ценных ресурсов, а также жизни полевого персонала. Несмотря на то, что стоимость выброса (в результате неправильного/отсутствия управления нефтяной скважиной) может легко достигать нескольких миллионов долларов США, денежные потери не так серьезны, как другие убытки, которые могут возникнуть: непоправимый ущерб окружающей среде, отходы ценных ресурсов, испорченного оборудования, а главное, безопасности и жизни персонала буровой установки. [5] [6]
Для предотвращения последствий выброса самое пристальное внимание необходимо уделить контролю за нефтяными скважинами. Вот почему процедуры контроля нефтяной скважины должны быть введены в действие до начала нештатной ситуации, замеченной в стволе скважины, и, в идеале, при размещении новой буровой установки. Другими словами, это включает в себя время выбора нового места, все бурение, заканчивание , капитальный ремонт , демонтаж и любые другие операции, связанные с бурением, которые должны выполняться с учетом надлежащего контроля нефтяных скважин. [6] Этот тип подготовки предполагает широкомасштабное обучение персонала, разработку строгих эксплуатационных инструкций и разработку программ бурения – максимальное увеличение вероятности успешного восстановления гидростатического контроля скважины после значительного притока пластового флюида. [6] [7]
Основные понятия и терминология
[ редактировать ]Давление – очень важное понятие в нефтегазовой отрасли. Давление можно определить как силу, действующую на единицу площади. Единица измерения в системе СИ — ньютоны на квадратный метр или паскали . Другая единица, бар , также широко используется в качестве меры давления: 1 бар равен 100 килопаскалям. Обычно давление измеряется в нефтяной промышленности США в фунтах- силах на квадратный дюйм площади или фунтах на квадратный дюйм. 1000 фунтов на квадратный дюйм равны 6894,76 килопаскаля.
Гидростатическое давление
[ редактировать ]Гидростатическое давление (HSP), как уже говорилось, определяется как давление, создаваемое столбом жидкости, который не движется. То есть столб жидкости, который является статическим или покоящимся, оказывает давление на столб жидкости за счет местной силы тяжести. [8]
Формула расчета гидростатического давления в единицах СИ ( Н / м 2 ) является:
- Гидростатическое давление = Высота (м) × Плотность (кг/м). 3 ) × Гравитация (м/с 2 ). [9]
Все жидкости в стволе скважины оказывают гидростатическое давление, которое является функцией плотности и вертикальной высоты столба жидкости. На нефтяных месторождениях США гидростатическое давление можно выразить как:
- HSP = 0,052 × MW × TVD' , где MW ( W восемь TVD или плотность бурового раствора) — плотность бурового раствора в фунтах на галлон (ppg), — истинная вертикальная глубина в футах, а HSP — гидростатическое давление в фунтах на квадратный дюйм.
0,052 необходим в качестве коэффициента перевода в единицу измерения HSP в фунт на квадратный дюйм. [10] [11]
Чтобы преобразовать эти единицы в единицы СИ, можно использовать:
- 1 фунт на галлон ≈ 119,826 4273 кг/м 3
- 1 фут = 0,3048 метра
- 1 фунт на квадратный дюйм = 0,0689475729 бар
- 1 бар = 10 5 паскали
- 1 бар = 15 фунтов на квадратный дюйм
Градиент давления
[ редактировать ]Градиент давления описывается как давление на единицу длины. Часто при управлении нефтяными скважинами давление, оказываемое жидкостью, выражается через градиент ее давления. Единица измерения СИ — паскаль/метр. Градиент гидростатического давления можно записать как:
- Градиент давления (фунты на квадратный дюйм/фут) = HSP/TVD = 0,052 × МВт (ppg). [12]
Пластовое давление
[ редактировать ]Пластовое давление — это давление, оказываемое пластовыми флюидами , которые представляют собой жидкости и газы, содержащиеся в геологических формациях, встречающихся при бурении нефти или газа. Можно также сказать, что это давление, содержащееся в порах буримого пласта или резервуара. Пластовое давление является результатом гидростатического давления пластовых флюидов выше интересующей глубины вместе с давлением, удерживаемым в пласте. Под пластовым давлением выделяют 3 уровня: пласт нормального давления, аномальное пластовое давление или субнормальное пластовое давление.
- Пласт нормального давления
В пласте, находящемся под нормальным давлением, пластовое давление совпадает с гидростатическим давлением флюидов над ним. Поскольку жидкости над пластом обычно представляют собой некоторую форму воды, это давление можно определить как давление, оказываемое столбом воды от глубины пласта до уровня моря.
Нормальный градиент гидростатического давления для пресной воды составляет 0,433 фунта на квадратный дюйм на фут (psi/фут), или 9,792 килопаскаля на метр (кПа/м), и 0,465 фунтов на квадратный дюйм/фут для воды с растворенными твердыми веществами, 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 фунтов на галлон 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 с концентрацией 9,0 фунтов на галлон.
Иногда вес вскрышных пород, то есть горных пород и жидкостей над пластом, имеет тенденцию уплотнять пласт, что приводит к повышению давления внутри пласта, если флюиды задерживаются на месте. Пласт в этом случае сохранит нормальное давление только при наличии сообщения с поверхностью. В противном случае аномальное пластовое давление возникнет .
- Аномальное пластовое давление
Как обсуждалось выше, как только флюиды задерживаются внутри пласта и не позволяют ему выйти наружу, происходит нарастание давления, приводящее к аномально высокому пластовому давлению. Для контроля обычно требуется плотность бурового раствора более 9,0 фунтов на галлон. Избыточное давление, называемое «избыточным давлением» или «геодавлением», может привести к взрыву скважины или ее неуправляемости во время бурения.
- Ненормальное пластовое давление
Под нормальным пластовым давлением понимают пластовое давление, которое меньше нормального давления для данной глубины. Это обычное явление в пластах, в которых произошла добыча исходного углеводорода или пластового флюида. [12] [13] [14] [15]
Давление вскрыши
[ редактировать ]Давление вскрышных пород – это давление, оказываемое весом горных пород и содержащихся в них флюидов над интересующей зоной. Давление вскрышных пород различно в разных регионах и пластах. Это сила, которая стремится сжать пласт по вертикали. Плотность этих обычных горных пород составляет от 18 до 22 фунтов на галлон (от 2157 до 2636 кг / м2). 3 ). Этот диапазон плотностей создаст градиент давления горных пород примерно 1 фунт на квадратный дюйм/фут (22,7 кПа/м). Обычно значение 1 фунт на квадратный дюйм/фут неприменимо для мелководных морских отложений или массивной соли. Однако на море столб морской воды более легкий, а столб подводных камней не доходит до поверхности. Таким образом, на морской глубине обычно создается более низкое давление горных пород, чем на той же глубине на суше.
Математически давление вскрышных пород можно определить как:
- S = ρ b × D ×g
где
- g = ускорение свободного падения
- S = давление вскрыши
- ρ b = средняя объемная плотность пласта
- D = вертикальная мощность вышележащих отложений
Объемная плотность осадка является функцией плотности матрицы породы, пористости в пределах порового пространства и плотности поровой жидкости. Это можно выразить как
- ρ b = φ f + (1 – φ)ρ m
где
- φ = пористость породы
- ρ f = плотность пластовой жидкости
Давление разрушения
[ редактировать ]Давление разрыва можно определить как давление, необходимое для разрушения или раскола пласта. Как следует из названия, именно давление приводит к разрушению пласта и потере циркулирующей жидкости. Давление разрыва обычно выражается в виде градиента, при этом общепринятыми единицами измерения являются фунты на квадратный дюйм/фут (кПа/м) или фунты на галлон (кг/м). 3 ).
Для разрушения пласта обычно необходимы три вещи, а именно:
- Закачайте в пласт. Для этого потребуется давление в стволе скважины, превышающее пластовое давление.
- Давление в стволе скважины также должно превышать прочность матрицы горной породы.
- И, наконец, скважинное давление должно быть больше, чем одно из трех основных напряжений в пласте. [18] [19]
Давление насоса (потери давления в системе)
[ редактировать ]Давление насоса , которое также называется потерей давления в системе , представляет собой сумму всех потерь давления от наземного оборудования нефтяной скважины, бурильной трубы , удлинителя , бурового долота , а также потерь на кольцевое трение вокруг удлинителя и бурильная труба. Он измеряет потерю давления в системе в начале циркуляционной системы и измеряет общее давление трения. [20]
Медленное давление насоса (SPP)
[ редактировать ]Давление медленного насоса — это циркуляционное давление (давление, используемое для прокачки жидкости через всю активную систему жидкости, включая скважину 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 всасывающего колодца, вниз по бурильной трубе и утяжеленным бурильным трубам, из долота, вверх по затрубному пространству и обратно в ямы во время бурения) поступлений) выполняется с пониженной скоростью, чтобы обеспечить лучший контроль циркуляционного давления и сохранить свойства бурового раствора (плотность и вязкость) на желаемых значениях. Медленное давление насоса также может называться «давлением скорости уничтожения», или «давлением медленной циркуляции», или «давлением скорости уничтожения» и так далее. [21] [22] [23]
Давление закрытия бурильной трубы
[ редактировать ]Давление в закрытой бурильной трубе (SIDPP), которое регистрируется, когда скважина закрывается при ударе, является мерой разницы между давлением на забое скважины и гидростатическим давлением (HSP) в бурильной трубе. Во время остановки скважины давление в стволе скважины стабилизируется, а пластовое давление становится равным давлению на забое скважины. Бурильная труба в это время должна быть заполнена жидкостью известной плотности. Поэтому пластовое давление можно легко рассчитать с помощью SIDPP. Это означает, что СИДПП дает прямое пластовое давление во время удара.
Давление закрытия обсадной колонны (SICP)
[ редактировать ]Давление в закрытой колонне (SICP) является мерой разницы между пластовым давлением и HSP в затрубном пространстве при возникновении выброса.
Давление, возникающее в кольцевом пространстве, можно оценить с помощью следующего математического уравнения:
- FP = буровой раствор HSP HSP + приток + SICP
где
- FP = пластовое давление (фунты на квадратный дюйм)
- HSP буровой раствор = гидростатическое давление бурового раствора в затрубном пространстве (фунты на квадратный дюйм)
- HSP Приток = Гидростатическое давление притока (фунты на квадратный дюйм)
- SICP = давление закрытия корпуса (фунты на квадратный дюйм)
Забойное давление (BHP)
[ редактировать ]Забойное давление (ЗД) – это давление на забое скважины. Давление обычно измеряют на забое скважины. Это давление можно рассчитать в статическом, заполненном жидкостью стволе скважины по уравнению:
- БГП = D × ρ × C,
где
- BHP = забойное давление
- D = вертикальная глубина колодца
- ρ = плотность
- C = коэффициент пересчета единиц
- (или, в английской системе, BHP = D × MWD × 0,052).
В Канаде формула выглядит следующим образом: глубина в метрах x плотность в кг x постоянный коэффициент силы тяжести (0,00981), что дает гидростатическое давление в стволе скважины или (л.с.) л.с. = забойная мощность при выключенных насосах. Забойное давление зависит от следующих факторов:
- Гидростатическое давление (HSP)
- Давление на поверхности закрытия (SIP)
- Давление трения
- Скачок давления (возникает, когда переходное давление увеличивает забойное давление)
- Давление тампона (возникает, когда переходное давление снижает забойное давление)
Следовательно, можно сказать, что забойное давление представляет собой сумму всех давлений на забое скважины, которая равна:
Основные расчеты при управлении нефтяными скважинами
[ редактировать ]Существуют некоторые основные расчеты, которые необходимо выполнить при управлении нефтяными скважинами. Некоторые из этих важных расчетов будут обсуждаться ниже. Большинство единиц здесь представлены в единицах нефтяных месторождений США, но эти единицы можно преобразовать в эквивалентные единицы СИ, используя эту ссылку «Преобразование единиц» .
Емкость
[ редактировать ]Производительность бурильной колонны является важным вопросом при управлении нефтяными скважинами. Емкость бурильной трубы, утяжеленной бурильной трубы или скважины – это объем жидкости, который может содержаться в них.
Формула емкости показана ниже:
- Емкость = идентификатор 2 /1029.4
где
- Емкость = объем в баррелях на фут (барр./фут)
- ID = внутренний диаметр в дюймах
- 1029,4 = Коэффициент пересчета единиц
Также общий объем трубы или отверстия определяется по формуле:
- Объем в баррелях (баррелей) = Емкость (баррелей/фут) × длина (футов)
Футы трубы, занимаемые данным объемом, определяются по формуле:
- Футы трубы (футы) = Объем бурового раствора (баррели) / Производительность (баррели/футы)
Расчет мощности важен при управлении нефтяными скважинами по следующим причинам:
- Объем бурильной трубы и утяжеленных бурильных труб необходимо перекачивать, чтобы долить буровой раствор для глушения в долото во время операции глушения.
- Он используется для обнаружения таблеток и пробок на различной глубине в стволе скважины. [26]
Кольцевая емкость
[ редактировать ]Это объем между внутренним диаметром отверстия и внешним диаметром трубы. Кольцевая емкость определяется по формуле:
- Кольцевая производительность (барр./фут) = (Внутренний диаметр скважины 2 - наружный диаметр трубы 2 ) / 1029.4
где
- идентификационное отверстие 2 = Внутренний диаметр обсадной колонны или открытого отверстия в дюймах
- наружный диаметр трубы 2 = Внешний диаметр трубы в дюймах
Сходным образом
- Кольцевой объем (баррели) = Кольцевая емкость (баррели/футы) × длина (футы)
и
- Футы, занимаемые объемом бурового раствора в затрубном пространстве = Объем бурового раствора (баррели) / Емкость затрубного пространства (баррели/фут). [27]
Падение уровня жидкости
[ редактировать ]Падение уровня жидкости – это расстояние, на которое упадет уровень бурового раствора, когда сухую колонну (незабитую долото) вытягивают из ствола скважины, и оно определяется по формуле:
- Падение уровня жидкости = баррель дисп / (крышка CSG + диафрагма в трубе)
или
- Падение уровня жидкости = баррель дисп / (крышка Ann + крышка трубы)
и результирующая потеря HSP определяется как:
- Потерянный HSP = 0,052 × МВт × падение жидкости
где
- Капля жидкости = расстояние, на которое падает жидкость (футы)
- Bbl disp = объем вытянутой трубы (барр.)
- Ограничение CSG = емкость обсадной колонны (барр./фут)
- Pipe disp = смещение трубы (барр./фут)
- Ann cap = пропускная способность затрубного пространства между обсадной колонной и трубой (барр./фут)
- Заглушка трубы = пропускная способность трубы
- Потерянное HSP = Потерянное гидростатическое давление (фунты на квадратный дюйм)
- MW = вес бурового раствора (ppg)
При протягивании мокрой колонны (долото забивается) жидкость из бурильной трубы не возвращается в скважину. Затем капля жидкости меняется на следующую:
- Падение уровня жидкости = Bbl disp / Ann cap
Вес Kill Mud (KMW)
[ редактировать ]Вес глушащего раствора — это плотность бурового раствора, необходимая для балансировки пластового давления во время операции глушения. Убойный вес грязи можно рассчитать по формуле:
- KWM = SIDPP/(0,052 × TVD) + OWM
где
- KWM = убойная масса грязи (ppg)
- SIDPP = давление закрытия бурильной трубы (фунты на квадратный 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, тогда KWM можно рассчитать следующим образом:
- KWM = FP / (0,052 × TVD )
где FP = пластовое давление. [28]
Удары ногами
[ редактировать ]
Выброс – это попадание пластовой жидкости в ствол скважины во время буровых работ. Это происходит потому, что давление, оказываемое столбом бурового раствора, недостаточно велико, чтобы преодолеть давление, оказываемое флюидами в пробуренном пласте. Вся суть управления нефтяными скважинами заключается в том, чтобы не допустить возникновения выброса, а в случае его возникновения – не допустить его перерастания в выброс . Неконтролируемый удар обычно возникает из-за неиспользования надлежащего оборудования, использования плохих методов или недостаточной подготовки бригад буровой установки. Потеря контроля над нефтяной скважиной может привести к выбросу нефти, который представляет собой одну из самых серьезных угроз, связанных с разведкой нефтяных ресурсов, сопряженную с риском для жизни людей, экологическими и экономическими последствиями. [29] [30]
Причины пинков
[ редактировать ]Удар произойдет, когда забойное давление (забойное давление) скважины упадет ниже пластового давления и пластовая жидкость потечет в ствол скважины. Обычно причины ударов ногами следующие:
- Неспособность сохранить яму полной во время поездки
- Тампонирование во время спотыкания
- Потеря циркуляции
- Недостаточная плотность жидкости
- Аномальное давление
- Бурение соседней скважины
- Потерян контроль во время испытания бурильной колонны
- Неправильное заполнение в поездках
Неспособность сохранить яму полной во время поездки
[ редактировать ]Спускоподъемные операции – это полная операция по извлечению бурильной колонны из ствола скважины и спуску ее обратно в скважину. Эту операцию обычно предпринимают, когда долото (инструмент, используемый для дробления или резки горной породы во время бурения) затупляется или ломается и перестает эффективно бурить горную породу. Типичная операция бурения глубоких нефтяных или газовых скважин может потребовать до 8 и более спусков бурильной колонны для замены затупившегося вращающегося долота в одной скважине.
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 (ГДС) и забойного давления (ЗД). Если это снижение забойного давления опустится ниже пластового давления , выброс обязательно произойдет .
Тампонирование во время спотыкания
[ редактировать ]Свабирование происходит, когда забойное давление снижается из-за вытягивания бурильной колонны вверх в пробуренной скважине. Во время спуска из скважины пространство, образованное бурильной трубой , удлинителем или насосно-компрессорными трубами (которые удаляются), должно быть чем-то заменено, обычно грязью . Если скорость спуска превышает скорость закачки бурового раствора в пустое пространство (созданное при удалении бурильной колонны), то произойдет смыв. Если снижение забойного давления, вызванное свабированием, окажется ниже пластового давления , то выброс произойдет .
Потеря циркуляции
[ редактировать ]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 . Удар может произойти, если не принять меры для поддержания заполнения лунки. Потеря циркуляции может быть вызвана:
- чрезмерный вес грязи
- чрезмерные потери на кольцевое трение
- чрезмерный скачок давления во время поездок или «окучивание» долота
- чрезмерное давление закрытия.
Недостаточная плотность жидкости
[ редактировать ]Если плотность бурового раствора или раствора в стволе скважины недостаточна для поддержания пластового давления под контролем, может произойти выброс. Недостаточная плотность бурового раствора может быть следствием следующих причин:
- попытка бурения с использованием решения с уравновешенным грузом
- чрезмерное разбавление грязи
- сильные дожди на ямах
- барит оседает в карьерах
- обнаружение таблеток низкой плотности в лунке.
Аномальное давление
[ редактировать ]Другой причиной выбросов является случайное бурение в проницаемых зонах с аномальным давлением . Повышенное пластовое давление может превышать забойное давление, что приводит к выбросу.
Бурение соседней скважины
[ редактировать ]Бурение соседней скважины является потенциальной проблемой, особенно при бурении на море , где пробурено большое количество наклонно-направленных скважин С одной платформы . Если бурящая скважина проникает в эксплуатационную колонну ранее завершенной скважины, пластовая жидкость из завершенной скважины попадет в ствол бурящей скважины, вызывая выброс. Если это происходит на небольшой глубине, это чрезвычайно опасная ситуация, которая может легко привести к неконтролируемому выбросу практически без предупреждения о событии.
Потерян контроль во время испытания бурильной колонны
[ редактировать ]Испытание бурильной колонны проводится путем установки пакера над тестируемым пластом и обеспечения течения пласта. В ходе испытания скважина или обсадная колонна под пакером и, по меньшей мере, часть бурильной трубы или НКТ заполняются пластовым флюидом. По завершении испытания эту жидкость необходимо удалить с помощью надлежащих методов контроля скважины, чтобы вернуть скважину в безопасное состояние. Несоблюдение правильных процедур по глушению скважины может привести к выбросу. [31] [32] [33]
Неправильное заполнение в поездках
[ редактировать ]Неправильное заполнение во время спуска происходит, когда объем бурового раствора, необходимый для поддержания скважины заполненной во время спуска (полная операция по удалению бурильной колонны из ствола скважины и спуску ее обратно в скважину), меньше расчетного или меньше записи в журнале рейсов. Это состояние обычно вызывается попаданием пластовой жидкости в ствол скважины из-за промывочного действия бурильной колонны, и, если меры не будут приняты в ближайшее время, скважина перейдет в состояние выброса. [34] [35] [36]
Предупреждающие знаки удара ногой
[ редактировать ]
При управлении нефтяными скважинами выброс должен быть обнаружен незамедлительно, и если выброс обнаружен, необходимо немедленно предпринять соответствующие меры по предотвращению выброса, чтобы избежать выброса. Существуют различные контрольные знаки, которые сигнализируют аварийной команде о том, что удар вот-вот начнется. Знание этих признаков поможет держать нефтяную скважину под контролем и избежать выброса:
Внезапное увеличение скорости бурения
[ редактировать ]Внезапное увеличение скорости проходки (прерывание бурения) обычно вызвано изменением типа разбуриваемого пласта. Однако это также может сигнализировать об увеличении порового давления пласта, что может указывать на возможный выброс.
Увеличение скорости потока в кольцевом пространстве
[ редактировать ]Если скорость работы насосов поддерживается постоянной, то поток из затрубного пространства должен быть постоянным. Если поток в затрубном пространстве увеличивается без соответствующего изменения скорости закачки, дополнительный поток вызван подачей пластовой жидкости(й) в ствол скважины или расширением газа. Это будет означать предстоящий удар.
Увеличение объема ямы
[ редактировать ]Если в яме (большом резервуаре, содержащем буровой раствор на буровой вышке) наблюдается необъяснимое увеличение объема поверхностного раствора, это может означать надвигающийся удар. Это связано с тем, что по мере поступления пластового флюида в ствол скважины из больше бурового раствора вытекает затрубного пространства , чем закачивается по бурильной колонне , в результате чего объем флюида в яме(ах) увеличивается.
Изменение скорости/давления насоса
[ редактировать ]Снижение давления насоса или увеличение скорости насоса может произойти в результате снижения гидростатического давления затрубного пространства при поступлении пластовых флюидов в ствол скважины. По мере того, как более легкий пластовый флюид поступает в ствол скважины, гидростатическое давление, оказываемое затрубным столбом флюида, уменьшается, и буровой раствор в бурильной трубе стремится к U-образной трубке в затрубное пространство. Когда это произойдет, давление насоса упадет, а скорость насоса увеличится. Снижение давления насоса и увеличение скорости насоса также могут указывать на наличие отверстия в бурильной колонне, обычно называемого размывом. До тех пор, пока не будет получено подтверждение того, произошел ли размыв или удар скважины, следует предполагать удар.
Категории контроля нефтяных скважин
[ редактировать ]В основном существует три типа контроля нефтяных скважин: первичный контроль нефтяных скважин, вторичный контроль нефтяных скважин и третичный контроль нефтяных скважин. Эти типы описаны ниже.
Первичный контроль нефтяных скважин
[ редактировать ]Первичное управление нефтяной скважиной – это процесс, который поддерживает гидростатическое давление в В стволе скважины давление больше, чем давление флюидов в пробуренном пласте, но меньше давления разрыва пласта. Он использует вес бурового раствора для создания достаточного давления и предотвращения притока пластовой жидкости в ствол скважины. Если гидростатическое давление меньше пластового, то пластовые флюиды поступят в ствол скважины. Если гидростатическое давление жидкости в стволе скважины превышает давление разрыва пласта, то жидкость из скважины может быть потеряна в пласте. В крайнем случае потери циркуляции пластовое давление может превысить гидростатическое давление, что позволит пластовым флюидам проникнуть в скважину.
Вторичный контроль нефтяных скважин
[ редактировать ]Вторичный контроль нефтяной скважины проводится после того, как Первичный контроль нефтяной скважины не смог предотвратить попадание пластовых флюидов в ствол скважины. В этом процессе используется «превентор» ( превентор), чтобы предотвратить утечку скважинных флюидов из скважины. Поскольку плашки и штуцер противовыбросового превентора остаются закрытыми, проводится испытание на повышение давления, рассчитывается масса глушильного раствора, который закачивается внутрь скважины, чтобы ликвидировать выброс и выпустить его наружу.
Третичный (или сдвиговый) контроль нефтяных скважин
[ редактировать ]Третичный контроль нефтяных скважин описывает третью линию защиты, при которой пласт не может контролироваться с помощью первичного или вторичного контроля скважины (гидростатического и оборудования). Это происходит в ситуациях подземных выбросов. Ниже приведены примеры третичного контроля скважины:
- Пробурите разгрузочную скважину , чтобы поразить соседнюю скважину, которая течет, и заглушите скважину тяжелым буровым раствором.
- Быстрая откачка тяжелого бурового раствора для управления скважиной с эквивалентной плотностью циркуляции
- Закачать барит или тяжелые утяжелители, чтобы закупорить ствол скважины и остановить поток.
- Насос цемента для закупорки ствола скважины [37] [38] [39] [40]
Процедуры закрытия
[ редактировать ]Использование процедур закрытия является одной из мер контроля нефтяных скважин, позволяющих сократить выбросы и предотвратить выбросы . Процедуры закрытия – это специальные процедуры закрытия скважины в случае выброса. При обнаружении каких-либо положительных признаков выброса, таких как внезапное увеличение расхода или повышение уровня ямы, скважину следует немедленно закрыть. Если закрытие скважины не будет произведено своевременно, вполне вероятно, что произойдет выброс.
Процедуры остановки обычно разрабатываются и практикуются для каждого вида деятельности буровой установки, например бурения, спуско-подъемных операций, каротажа, спуска труб, проведения испытаний бурильной колонны и т. д. Основная цель конкретной процедуры закрытия скважины – свести к минимуму объем выброса, попадающий в ствол скважины при возникновении выброса, независимо от того, на какой фазе работы буровой установки он происходит. Однако процедура закрытия является процедурой, специфичной для компании, и политика компании будет определять, как следует закрывать скважину.
Обычно это два типа процедур остановки: мягкое или жесткое. Из этих двух методов жесткое закрытие является самым быстрым методом закрытия скважины; следовательно, это сведет к минимуму объем выброса, подаваемого в ствол скважины. [41]
Ну убей процедуры
[ редактировать ]Источник: [42] Процедура глушения скважины является методом контроля нефтяных скважин. скважины После закрытия в результате удара необходимо немедленно выполнить надлежащие процедуры глушения. Общая идея процедуры глушения скважины состоит в том, чтобы во время удара удалить всю пластовую жидкость, уже находящуюся в стволе скважины , а затем прокачать в скважину достаточную массу глушильного раствора, называемую глушащим раствором (KWM), не допуская дальнейшего попадания жидкости в скважину. Если это удастся сделать, то после того, как глушильный раствор полностью распространится по скважине, можно будет открыть скважину и возобновить нормальную работу. Как правило, циркулирует смесь бурового раствора с глушением (KWM), которая обеспечивает гидростатический баланс пластового давления. Это позволяет поддерживать примерно постоянное забойное давление, которое немного превышает пластовое давление, поскольку продолжается глушение из-за дополнительных небольших потерь давления на трение. После циркуляции колодец снова открывается.
Основные процедуры глушения скважин, используемые при управлении нефтяными скважинами, перечислены ниже:
- Подождите и вес
- Метод бурильщика
- Циркуляция и вес
- Параллельный метод
- Обратная циркуляция
- Процедура динамического уничтожения
- Bullheading
- Объемный метод
- Смазать и прокачать [43] [44]
Инциденты при управлении нефтяными скважинами – основные причины
[ редактировать ]
Потенциальные проблемы с контролем нефтяных скважин будут существовать всегда, пока в любой точке мира ведутся буровые работы. Большинство этих проблем управления скважиной возникают в результате некоторых ошибок и могут быть устранены, хотя некоторые из них фактически неизбежны. Поскольку мы знаем, что последствия неудачного управления скважиной серьезны, необходимо приложить усилия для предотвращения некоторых человеческих ошибок, которые являются основными причинами этих инцидентов. К этим причинам относятся:
- Недостаток знаний и навыков у буровой установки. персонала
- Неправильные методы работы
- Недостаточное понимание обучения управлению нефтяными скважинами
- Отсутствие применения политик, процедур и стандартов
- Неадекватное управление рисками [45]
Организации по формированию культуры контроля скважин
[ редактировать ]Эффективную культуру контроля нефтяных скважин можно создать внутри компании, потребовав обучения всем работникам буровой установки обучению управлению скважиной, оценивая компетентность управления скважиной на буровой площадке и поддерживая квалифицированный персонал в выполнении безопасных методов контроля скважины в процессе бурения. Такая культура также требует от персонала, занимающегося управлением нефтяными скважинами, приверженности соблюдению правильных процедур в нужное время. Четко изложенные политики и процедуры, заслуживающее доверия обучение, гарантия компетентности и поддержка руководства могут свести к минимуму и смягчить последствия инцидентов, связанных с контролем скважины. Эффективная культура управления скважиной строится на технически компетентном персонале, который также обучен и имеет навыки управления ресурсами экипажа (дисциплина, связанная с человеческим фактором), что включает в себя осведомленность о ситуации, принятие решений (решение проблем), общение, командную работу и лидерство. Программы обучения разрабатываются и аккредитуются такими организациями, как Международная ассоциация буровых подрядчиков (IADC) и Международный форум по управлению скважинами (IWCF).
IADC со штаб-квартирой в Хьюстоне, штат Техас, является некоммерческой отраслевой ассоциацией, которая аккредитует обучение управлению скважиной в рамках программы WellSharp, целью которой является предоставление необходимых знаний и практических навыков, имеющих решающее значение для успешного управления скважиной. Это обучение включает в себя деятельность по бурению и обслуживанию скважин, а также уровни курсов, применимые для всех, кто участвует в поддержке или проведении буровых работ — от вспомогательного персонала офиса до рабочих на площадке и бурильщиков и до самого опытного руководящего персонала. Обучение, подобное тому, которое включено в программу WellSharp, и курсы, предлагаемые IWCF, способствуют повышению компетентности персонала, но истинную компетентность можно оценить только на рабочей площадке во время эксплуатации. Поэтому IADC также аккредитует отраслевые программы обеспечения компетентности, чтобы помочь обеспечить качество и последовательность процесса обеспечения компетентности при буровых работах. 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 по контролю скважин для персонала, занятого в бурении нефтяных скважин, а также в операциях по капитальному ремонту и внутрискважинным вмешательствам. [46] [47] [48]
См. также
[ редактировать ]- Выброс (бурение скважины)
- Таблицы формул сверления
- Пластовая жидкость
- Нефтяная скважина
- Пожар на нефтяной скважине
Ссылки
[ редактировать ]- ^ Лайонс, Уильям К.; Плисга, Гэри Дж. (2005). Стандартный справочник по нефтегазовой промышленности (2-е издание). Эльзевир. Онлайн-версия доступна по адресу: Knovel=33 , стр.4-371 (версия электронной книги).
- ^ Глоссарий нефти и газа, «Удар» , «Словарь технических терминов в нефтегазовых месторождениях» . Проверено 8 апреля 2011 г.
- ^ Статья Schlumberger, «Управление скважиной» , «Глоссарий Schlumberger OilField» . Проверено 9 апреля 2011 г.
- ^ Глоссарий нефти и газа, «Первичный контроль скважины» , «Глоссарий технических терминов нефтегазовых месторождений» . Проверено 8 апреля 2011 г.
- ^ Джером Шуберт, «Бурение с регулируемым давлением: обнаружение выбросов и контроль скважины». Раздел: «Обнаружение выбросов во время бурения» , Общество инженеров-нефтяников, Журнал нефтяных технологий (JPT), заархивировано 15 января 2010 г.
- ^ Перейти обратно: а б с Джером Джейкоб Шуберт, «Управление скважиной» , Отчет Техасского университета A&M по управлению скважиной (декабрь 1995 г.). Проверено 4 января 2011 г., с. Я -1/2.
- ^ Карен Байби, «Специальный для скважины подход к количественной оценке контроля над скважиной» , Общество инженеров-нефтяников, Журнал нефтяных технологий (JPT), заархивировано 15 января 2010 г., стр.60.
- ^ Глоссарий нефти и газа, «Гидростатическое давление» , «Глоссарий технических терминов нефтегазовых месторождений» . Проверено 8 апреля 2011 г.
- ^ Майкл Нелькон и Филип Паркер, Физика продвинутого уровня , 7-е издание, Нью-Дели, Индия, CBS Publishers, 1995, стр. 103–105, ISBN 81-239-0400-2
- ^ Джером Джейкоб Шуберт, 1995, стр. 1–1 , 2.
- ^ Статья Schlumberger Limited, «Гидростатическое давление» , «Глоссарий Schlumberger OilField». Проверено 9 апреля 2011 г.
- ^ Перейти обратно: а б Джером Джейкоб Шуберт, 1995, с. 1 -2.
- ^ Статья Schlumberger Limited, «Аномальное давление» , «Глоссарий Schlumberger OilField» . Проверено 9 апреля 2011 г.
- ^ Статья Schlumberger Limited, «UnderPressure» , «Глоссарий Schlumberger OilField» . Проверено 9 апреля 2011 г.
- ^ Статья Schlumberger Limited, «Нормальное давление» , «Глоссарий Schlumberger OilField» . Проверено 9 апреля 2011 г.
- ^ Джером Джейкоб Шуберт, 1995, стр. 1–3 , 4.
- ^ Рем, Билл; Шуберт, Джером; Хагшенас, Араш; Пакнежад, Амир Саман; Хьюз, Джим (2008). Бурение под управляемым давлением . Издательство Галф. Онлайн-версия доступна по адресу: Кновель-48 , стр. 22/23 раздел 1.7 (онлайн-версия)
- ^ Джером Джейкоб Шуберт, 1995, с. 1 -4.
- ^ Рем, Билл; и др. . (2008). Бурение с управляемым давлением , стр.23, раздел 1.8.1 (онлайн-версия).
- ^ Джером Джейкоб Шуберт, 1995, стр. 1–4 , 5, 6, 7.
- ^ Глоссарий нефти и газа, «циркуляция» , «Глоссарий технических терминов для месторождений нефти и газа» . Проверено 8 апреля 2011 г.
- ^ Статья Schlumberger Limited, «Распространение» , «Глоссарий Schlumberger OilField» . Проверено 9 апреля 2011 г.
- ^ Джером Джейкоб Шуберт, 1995, стр. 1-7.
- ^ Джером Джейкоб Шуберт, 1995, стр. 1–8 , 9, 10.
- ^ Рем, Билл; и др . (2008). Бурение с управляемым давлением , стр.11, раздел 1.4.1 (онлайн-версия).
- ^ Джером Джейкоб Шуберт, 1995, стр.2-1.
- ^ Джером Джейкоб Шуберт, 1995, стр. 2–1 , 2.
- ^ Джером Джейкоб Шуберт, 1995, стр. 2–4 , 6.
- ^ Статья Schlumberger Limited, «Kick» , «Глоссарий Schlumberger OilField» . Проверено 9 апреля 2011 г.
- ^ Статья IDPT/IPM, «Базовое управление скважиной» , сайт Scribd. По состоянию на 04.10.2011, стр.3.
- ^ Джером Джейкоб Шуберт, 1995, стр. 3–1 , 2, 3, 4.
- ^ Статья IDPT/IPM, «Базовое управление скважиной», стр.19/20.
- ^ Лайонс, Уильям К.; Плисга, Гэри Дж. (2005). Стандартный справочник по нефтегазовой промышленности , стр. 39–41, глава 2.
- ^ Джером Джейкоб Шуберт, 1995, стр. 4-1-4 .
- ^ Грейс, Роберт Д. (2003). Справочник по противовыбросам и управлению скважиной . Эльзевир. Онлайн-версия доступна по адресу: Кновель-72 , стр.42/43, глава 2 (онлайн-версия).
- ^ Рем, Билл; и др . (2008). Бурение под управляемым давлением , стр. 212/213, раздел 8.6.2 (онлайн-версия).
- ^ Статья IDPT/IPM, «Базовое управление скважиной», стр.7.
- ^ Рачайн Джетджонгджит, «Что такое третичный контроль скважины» , DrillingFormulas.com, Формулы бурения и расчеты бурения. По состоянию на 11 апреля 2011 г.
- ^ Рачайн Джетджонгджит, «Что такое первичный контроль скважины» , DrillingFormulas.com, Формулы бурения и расчеты бурения. По состоянию на 11 апреля 2011 г.
- ^ Рачайн Джетджонгджит, «Что такое вторичный контроль скважины» , DrillingFormulas.com, Формулы бурения и расчеты бурения. По состоянию на 11 апреля 2011 г.
- ^ Джером Джейкоб Шуберт, 1995, с. 5 -1
- ^ Рабия, Хусейн (1986). Техника бурения нефтяных скважин . Спрингер. стр. 302–311. ISBN 0860106616 .
- ^ Джером Джейкоб Шуберт, 1995, стр. 6-1-13 .
- ^ Статья IDPT/IPM «Базовое управление скважиной». стр.37/38.
- ^ Учебные материалы IDPT/IPM, «Базовое управление скважиной» , сайт Scribd. По состоянию на 04.10.2011, стр.4.
- ^ Карин Байби, «Создание культуры управления скважиной» , Общество инженеров-нефтяников, Журнал нефтяных технологий (JPT), архивировано 16 января 2009 г., стр.73.
- ^ IADC, «WellSharp» , IADC.org, Программа аккредитации управления скважиной Международной ассоциации буровых подрядчиков. По состоянию на 4 мая 2018 г.
- ^ IWCF, «Международная форумная организация по управлению скважиной» . По состоянию на 12 апреля 2011 г.