Ну контроль

Управление скважиной – это метод, используемый при нефтегазовых скважин , операциях , таких как бурение , капитальный ремонт скважин и заканчивание для поддержания гидростатического давления и пластового давления с целью предотвращения притока пластовых флюидов в ствол скважины . Этот метод включает оценку давления пластового флюида, прочности подземных пластов и использование обсадной колонны и бурового раствора плотности для компенсации этих давлений предсказуемым образом. Понимание давления и взаимосвязей давления важно для управления скважиной.

Целью нефтяных операций является выполнение всех задач безопасным и эффективным способом без вредного воздействия на окружающую среду. Эта цель может быть достигнута только в том случае, если контроль над скважиной будет осуществляться постоянно. Понимание давления и его взаимосвязи важно для предотвращения выбросов опытным персоналом, который способен определить, когда скважина начинает работать, и принять правильные и быстрые меры.

Давление жидкости

Жидкость — это любое вещество текущее ; например, нефть, вода, газ и лед являются примерами жидкостей. При экстремальных давлениях и температурах практически все действует как жидкость . Жидкости оказывают давление, и это давление зависит от плотности и высоты столба жидкости. Нефтяные компании обычно измеряют плотность в фунтах на галлон (ppg) или килограммах на кубический метр (кг/м). ³ ) и измерение давления в фунтах на квадратный дюйм (фунты на квадратный дюйм), бар или паскаль (Па). Давление увеличивается с увеличением плотности жидкости. Чтобы узнать количество давления жидкости известной плотности, оказываемое на единицу длины, градиент давления используется . Градиент давления определяется как увеличение давления на единицу глубины из-за его плотности и обычно измеряется в фунтах на квадратный дюйм на фут или барах на метр. Это выражается математически как;

$pressuregradient=fluiddensity*conversionfactor$.

Коэффициент преобразования, используемый для преобразования плотности в давление, составляет 0,052 в британской системе и 0,0981 в метрической системе .

Гидростатическое давление

Гидро означает воду или жидкость, которая оказывает давление, а статика означает отсутствие движения или покоя. Следовательно, гидростатическое давление — это общее давление жидкости, создаваемое весом столба жидкости, действующее на любую заданную точку скважины. В нефтегазовых операциях математически это представляется как

$Hydrostaticpressure=pressuregradient*trueverticaldepth$

или

$Hydrostaticpressure=fluiddensity*conversionfactor*trueverticaldepth$.

Истинная вертикальная глубина — это расстояние, на которое колодец достигает под землей. Измеренная глубина представляет собой длину колодца, включая все наклонные и горизонтальные участки. Рассмотрим две скважины, X и Y. Скважина X имеет измеренную глубину 9800 футов и истинную вертикальную глубину 9800 футов, в то время как скважина Y имеет измеренную глубину 10380 футов, а ее истинная вертикальная глубина составляет 9800 футов. Чтобы рассчитать гидростатическое давление В забое скважины используется истинная вертикальная глубина, поскольку сила тяжести действует (притягивает) вертикально вниз по скважине.

Пластовое давление

Пластовое давление – это давление жидкости внутри порового пространства пластовой породы. На это давление может влиять вес вскрышных пород (слоев породы) над пластом, который оказывает давление как на зерна, так и на поровые жидкости. Зерна представляют собой твердый или каменный материал, а поры — это промежутки между зернами. Если поровая жидкость может свободно перемещаться или уходить, зерна теряют часть своей поддержки и сближаются друг с другом. Этот процесс называется консолидацией. В зависимости от величины порового давления его подразделяют на нормальное, аномальное или субнормальное.

Нормальный

Нормальное поровое давление или пластовое давление равно гидростатическому давлению пластовой жидкости, простирающейся от поверхности до рассматриваемого поверхностного пласта. Другими словами, если конструкцию вскрыли и позволили заполнить колонну, длина которой равна глубине пласта, то давление на забое колонны аналогично пластовому давлению, а давление на поверхности равно ноль. Нормальное поровое давление не является постоянным. Его величина зависит от концентрации растворенных солей, типа жидкости, присутствующих газов и градиента температуры.

Когда пласт с нормальным давлением поднимается к поверхности, не допуская при этом потери поровой жидкости, оно меняется с нормального давления (на большей глубине) на аномальное давление (на меньшей глубине). Когда это происходит, а затем происходит бурение пласта, для контроля может потребоваться буровой раствор плотностью до 20 фунтов на галлон (2397 кг/м³). Этот процесс является причиной многих мелких зон с аномально высоким давлением в мире. В районах, где присутствуют разломы, прогнозируются соляные слои или купола или известны чрезмерные геотермические градиенты, буровые работы могут столкнуться с аномальным давлением.

Аномальный

Аномальное поровое давление определяется как любое поровое давление, превышающее гидростатическое давление пластового флюида, занимающего поровое пространство. Иногда его называют избыточным давлением или геодавлением. Форму с аномальным давлением часто можно предсказать с помощью истории скважин, геологии поверхности, скважинных каротажей или геофизических исследований.

Субнормальный

Субнормальное поровое давление определяется как любое пластовое давление, которое меньше соответствующего гидростатического давления жидкости на данной глубине. Пласты с субнормальным давлением имеют градиенты давления ниже, чем у пресной воды, или менее 0,433 фунтов на квадратный дюйм/фут (0,0979 бар/м). Возникающее в природе пониженное давление может возникнуть после того, как вскрышные породы были удалены, в результате чего пласт оказался обнаженным на поверхности. Истощение исходных поровых флюидов в результате испарения, капиллярного действия и разбавления приводит к гидростатическим градиентам ниже 0,433 фунтов на квадратный дюйм/фут (0,0979 бар/м). Пониженное давление также может быть вызвано истощением пластовых флюидов. Если пластовое давление < гидростатического давления, то оно находится под давлением. Если пластовое давление > гидростатическое давление, то давление избыточно.

Давление разрушения

Давление разрыва — это величина давления, необходимая для постоянной деформации структуры породы пласта. Преодоления пластового давления обычно недостаточно для возникновения трещин. Если больше жидкости может свободно перемещаться, медленная скорость проникновения в пласт не приведет к трещинам. Если поровая жидкость не может уйти с пути, может произойти разрушение и необратимая деформация пласта. Давление разрыва может быть выражено в виде градиента (фунтов на квадратный дюйм/фут), эквивалента плотности жидкости (фунтов на галлон) или расчетного общего давления в пласте (фунтов на квадратный дюйм). Градиенты трещин обычно увеличиваются с глубиной из-за увеличения давления горных пород . Глубокие, сильно уплотненные пласты могут потребовать высокого давления разрыва, чтобы преодолеть существующее пластовое давление и сопротивляющуюся структуру породы. Слабо уплотненные пласты, например, те, что обнаружены на глубокой воде в море, могут разрушаться при низких уклонах (ситуация усугубляется тем фактом, что часть всей «вскрышной породы» на поверхности представляет собой морскую воду, а не более тяжелую породу, которая присутствовала бы в противном случае). -сопоставимый земельный колодец). Давление разрыва на любой заданной глубине может сильно различаться из-за геологии местности.

Забойное давление

Забойное давление используется для представления суммы всех давлений, оказываемых на забое скважины. Давление оказывается на стенки отверстия. На столб гидростатической жидкости приходится большая часть давления, но давление, необходимое для перемещения жидкости вверх по кольцевому пространству, также действует на стенки. При больших диаметрах это кольцевое давление невелико и редко превышает 200 фунтов на квадратный дюйм (13,79 бар). Для меньших диаметров оно может составлять 400 фунтов на квадратный дюйм (27,58 бар) или выше. Противодавление или давление, удерживаемое на штуцере, еще больше увеличивает забойное давление, которое можно оценить путем сложения всех известных давлений, действующих на или на стороне затрубного пространства (обсадной колонны). Забойное давление можно оценить в ходе следующих мероприятий:

Статический колодец

Если жидкость не движется, скважина статична. Забойное давление (ЗД) равно гидростатическому давлению (ГД) со стороны затрубного пространства. При закрытии скважины с ударом забойное давление равно гидростатическому давлению в затрубном пространстве плюс давлению в обсадной колонне (устьевое или поверхностное давление).

Нормальное кровообращение

Во время циркуляции забойное давление равно гидростатическому давлению со стороны затрубного пространства плюс потеря давления в затрубном пространстве (APL).

Вращающаяся головка

При циркуляции с вращающейся головкой забойное давление равно гидростатическому давлению со стороны затрубного пространства плюс потеря давления в затрубном пространстве плюс противодавление вращающейся головки.

Распространение удара

Забойное давление равно гидростатическому давлению со стороны затрубного пространства плюс потери затрубного давления плюс давление на штуцере (обсадной колонне). Для подводных работ добавьте потери давления на дроссельной линии.

Испытание целостности пласта

Точная оценка цементирования обсадной колонны, а также пласта важна во время бурения и на последующих этапах. Информация, полученная в результате испытаний целостности пласта (FIT), используется на протяжении всего срока службы скважины и для близлежащих скважин. На основе этой информации можно определить глубину обсадной колонны, варианты управления скважиной, давление разрыва пласта и предельный вес жидкости. Для определения прочности и целостности пласта можно провести испытание на утечку (LOT) или испытание целостности пласта (FIT).

FIT – это метод проверки цементного уплотнения между обсадной колонной и пластом. LOT определяет давление и/или вес жидкости, которые может выдержать испытательная зона под обсадной колонной. Жидкость в скважине должна циркулировать чистой, чтобы обеспечить ее известную и постоянную плотность. Если используется грязь, ее необходимо правильно кондиционировать и свести к минимуму прочность геля. Используемый насос должен быть насосом высокого давления, малообъемным испытательным или цементировочным насосом. Буровые насосы можно использовать, если буровая установка имеет электроприводы буровых насосов и их можно медленно переворачивать. Если необходимо использовать буровой насос и насосом невозможно легко управлять при низких расходах, то необходимо изменить метод утечки. Рекомендуется построить график зависимости давления от времени или объема для всех испытаний на утечку.

Основными причинами проведения FIT являются:

• Исследовать прочность цементной связи вокруг башмака обсадной колонны и убедиться в отсутствии связи с более высокими пластами.
• Определить градиент трещины вокруг башмака обсадной колонны и, следовательно, установить верхний предел основного контроля скважины для участка открытого ствола ниже текущей обсадной колонны.
• Исследовать способность ствола скважины выдерживать давление ниже башмака обсадной колонны с целью проверки плана проектирования скважины в отношении глубины установки башмака обсадной колонны.

Концепции U-образной трубки

Часто бывает полезно представить колодец в виде U-образной трубы. Столбец Y трубы представляет собой затрубное пространство, а столбец X представляет собой трубу (колонну) в скважине. Нижняя часть U-образной трубки представляет собой дно колодца. В большинстве случаев жидкости создают гидростатическое давление как в трубе, так и в затрубном пространстве. Атмосферное давление можно не учитывать, поскольку оно одинаково действует на обе колонки. Если жидкость как в трубе, так и в кольцевом пространстве имеет одинаковую плотность, гидростатическое давление будет одинаковым, и жидкость будет статичной по обе стороны трубы. Если жидкость в затрубном пространстве тяжелее, она будет оказывать большее давление вниз и потечет в колонну, выталкивая часть более легкой жидкости из колонны, вызывая поток на поверхности. Затем уровень жидкости в затрубном пространстве падает, выравнивая давления. Учитывая разницу гидростатических давлений, жидкость попытается достичь точки равновесия. Это называется U-образной трубкой, и это объясняет, почему при выполнении соединений из трубы часто течет жидкость. Это часто становится очевидным при быстром бурении, поскольку эффективная плотность в затрубном пространстве увеличивается за счет шлама.

Эквивалентная плотность циркуляции

Эквивалентная циркуляционная плотность (ECD) определяется как увеличение плотности из-за трения, обычно выражаемое в фунтах на галлон. Эквивалентная циркуляционная плотность (при прямой циркуляции) определяется как кажущаяся плотность жидкости, возникающая в результате добавления кольцевого трения к фактической плотности жидкости в скважине.

$ECD=MW+{\frac {P_{a}}{0.052*TVD}}$ или ECD = MW +( p/1,4223*TVD(M)

Где:

• ECD = Эквивалентная плотность циркуляции (ppg)
• Па = разница между кольцевым давлением на поверхности и кольцевым давлением на глубине TVD (фунты на квадратный дюйм)
• TVD = истинная вертикальная глубина (футы)
• MW = вес бурового раствора (ppg)

Когда буровой раствор находится в статическом состоянии (без циркуляции), давление в любой точке обусловлено только весом бурового раствора и определяется по формуле:

Давление в статическом состоянии =

0,052 * Вес бурового раствора (в фунтах на галлон) * TVD (в футах)

Во время циркуляции прикладываемое давление обусловлено весом бурового раствора, а также давлением, создаваемым буровыми насосами для циркуляции бурового раствора.

Давление в режиме циркуляции

= Давление в статических условиях

+ Давление из-за перекачки в этой точке или потери давления в системе

Если мы преобразуем давление в условиях циркуляции в затрубном пространстве в его эквивалент плотности, это будет называться ECD.

Разделив приведенное выше уравнение на 0,052*TVD на обе части:

ECD = (Давление в статическом состоянии + Потеря давления в затрубном пространстве) / (0,052 * TVD)

ECD = MW + Потеря давления в затрубном пространстве / (0,052 * TVD)

используя (Давление в статическом состоянии = 0,052 * TVD * МВт)

Всплеск давления в трубе/тампон

Во время спуска (вверх/вниз) бурильная колонна действует как большой поршень, при движении вниз она увеличивает давление под бурильной колонной и выталкивает буровой раствор в пласт, что называется помпажем. Аналогичным образом, при движении вверх под бурильной колонной создается зона низкого давления, которая засасывает пластовую жидкость в ствол скважины, называемую тампоном.

На общее давление, действующее на ствол скважины, влияет движение трубы вверх или вниз. Спуск труб в скважину и из нее — еще одна распространенная операция во время заканчивания и капитального ремонта. К сожалению, статистика показывает, что большинство ударов происходит именно во время поездок. Таким образом, понимание основных концепций спуска является серьезной проблемой при операциях заканчивания/ремонта скважин.

Движение НКТ вниз (спуск) создает давление, оказываемое на забой скважины. Когда НКТ входит в скважину, жидкость в скважине должна двигаться вверх, чтобы выйти из объема, потребляемого НКТ. Сочетание движения НКТ вниз и движения жидкости вверх (или эффект поршня) приводит к увеличению давления во всей скважине. Такое увеличение давления обычно называют скачком давления.

Перемещение НКТ вверх (спуск) также влияет на давление на забое скважины. При протягивании трубы жидкость должна двигаться вниз и замещать объем, занимаемый трубой. Суммарный эффект движений вверх и вниз приводит к снижению забойного давления. Это снижение давления называется давлением тампона. На давление пульсации и тампона влияют:

• Скорость трубы, или скорость спуска
• Плотность жидкости
• Вязкость жидкости
• Прочность жидкого геля
• Геометрия ствола скважины (кольцевой зазор между инструментами и обсадной колонной, НКТ с открытым или закрытым концом)

Чем быстрее движется труба, тем сильнее эффект пульсации и протирания. Чем больше плотность жидкости, вязкость и прочность геля, тем больше всплеск и тампон. Наконец, скважинные инструменты, такие как пакеры и скребки, имеющие небольшой кольцевой зазор, также усиливают воздействие пульсаций и свабирования. Определение фактического пульсационного давления и давления тампона можно выполнить с помощью калькуляторных программ WORKPRO и DRILPRO или руководств по гидравлике.

Дифференциальное давление

При управлении скважиной перепад давления определяется как разница между пластовым давлением и забойным гидростатическим давлением. Они классифицируются как перебалансированные, недостаточно сбалансированные и сбалансированные.

• Перебалансировка – гидростатическое давление, оказываемое на забой скважины, превышает пластовое давление. т.е. HP > FP

• Депрессия – гидростатическое давление, оказываемое на забой скважины, меньше пластового давления. т.е. HP < FP

• Сбалансированный – гидростатическое давление, оказываемое на забой скважины, равно пластовому давлению. т.е. HP = FP

Изменение черенков: форма, размер, количество, тип

Выбуренная порода представляет собой фрагменты горной породы, отколотые, соскобленные или выдавленные из пласта под действием бурового долота . Размер, форма и количество шлама во многом зависят от типа пласта, веса долота, остроты долота и перепада давления (гидростатическое давление пласта по сравнению с гидростатическим давлением жидкости). Размер шлама обычно уменьшается по мере затупления долота во время бурения, если вес долота, тип пласта и перепад давления остаются постоянными. Однако, если перепад давления изменится (пластовое давление увеличится), даже тупое долото может резать более эффективно, а размер, форма и количество шлама могут увеличиться.

Пинать

Авария на буровой установке Deepwater Horizon , 21 апреля 2010 г.

Выброс определяется как нежелательный приток пластовой жидкости в ствол скважины . Если его не остановить, выброс может перерасти в выброс (неконтролируемый приток пластовой жидкости в ствол скважины). Результат неконтролируемого удара приводит к потере рабочего времени, потере скважины и, вполне возможно, потере буровой установки и жизни персонала.

Причины

Когда гидростатическое давление становится меньше порового давления пласта, пластовый флюид может течь в скважину. Это может произойти, если происходит одно из следующих событий или их сочетание:

• Неправильное заполнение отверстия
• Недостаточная плотность бурового раствора
• Тампонирование / помпаж
• Потеря циркуляции
• Аномальное пластовое давление
• Газоотделительный буровой раствор
• Плохое планирование скважины

Неправильное заполнение отверстия

При спуско-подъемной операции из скважины объем удаляемой трубы приводит к соответствующему уменьшению скважинной жидкости. Всякий раз, когда уровень жидкости в скважине снижается, гидростатическое давление, которое она оказывает, также уменьшается, и если снижение гидростатического давления падает ниже порового давления пласта, скважина может течь. Следовательно, скважина должна быть заполнена для поддержания достаточного гидростатического давления для контроля пластового давления. Во время спуска труба может быть сухой или влажной в зависимости от условий. API7G иллюстрирует методологию расчета точного смещения труб и дает правильные диаграммы и таблицы. Объем заполнения колодца при спуске сухой трубы составляет:

$Barreltofill=pipedisplacement(bbl/ft)*lengthpulled(ft)$

Для расчета объема заполнения колодца при спуске мокрой трубы задается формула:

$Barreltofill=(pipedisplacement(bbls/ft)+pipecapacity(bbls/ft))*lengthpulled(ft)$

В некоторых скважинах мониторинг объемов заполнения во время рейсов может быть затруднен из-за потерь через перфорацию . Первоначально скважины могут быть заполнены жидкостью, но со временем жидкость просачивается в пласт . В таких скважинах объем заправки всегда превышает расчетный или теоретический объем выведенной из скважины трубы. На некоторых месторождениях скважины имеют низкое пластовое давление и не выдерживают полный столб жидкости. В этих скважинах заполнение скважины жидкостью практически невозможно, если не используется своего рода закупоривающий агент для временного перекрытия зоны с пониженным давлением. Обычной практикой является закачивание теоретического объема заполнения при извлечении из скважины.

Недостаточная плотность бурового раствора (жидкости)

Буровой раствор в стволе скважины должен оказывать достаточное гидростатическое давление, чтобы равняться поровому давлению пласта. Если гидростатическое давление жидкости меньше пластового давления, скважина может течь. Наиболее распространенной причиной недостаточной плотности жидкости является бурение неожиданных пластов с аномально высоким давлением. Такая ситуация обычно возникает при возникновении непредсказуемых геологических условий. Например, бурение через разлом, который резко меняет пробуренный пласт. Неправильное обращение с грязью на поверхности является причиной многих случаев недостаточного веса жидкости. Например, открытие неправильного клапана на всасывающем коллекторе насоса и возможность перекачивания резервуара с легкой жидкостью; ударить по водяному клапану, чтобы добавить больше, чем предполагалось; промывка сланцевых шейкеров; или операции по очистке. Все это может повлиять на вес бурового раствора.

Тампонирование/похлебка

Свабирование происходит в результате движения трубы вверх в скважине и приводит к снижению забойного давления. В некоторых случаях снижение забойного давления может быть достаточно большим, чтобы вызвать депрессию скважины и позволить пластовым флюидам проникнуть в ствол скважины. Начальное действие свабирования, усугубленное снижением гидростатического давления (из-за попадания пластовых флюидов в скважину), может привести к значительному снижению забойного давления и большему притоку пластовых флюидов. Таким образом, раннее обнаружение мазков во время поездок имеет решающее значение для минимизации размера удара. Многие условия в стволе скважины повышают вероятность взятия мазка во время поездки. Действие тампона (поршня) усиливается, когда трубу тянут слишком быстро. Плохие свойства жидкости, такие как высокая вязкость и прочность геля, также увеличивают вероятность промывки скважины. Кроме того, инструменты с большим наружным диаметром (наружный диаметр) (пакеры, скребки, ловильные инструменты и т. д.) усиливают поршневой эффект. Эти условия необходимо учитывать, чтобы снизить вероятность обкатки скважины во время операций по заканчиванию/капитальному ремонту. Как упоминалось ранее, существует несколько компьютерных программ и калькуляторов, которые могут оценить давление всплеска и давление тампона. Свабирование обнаруживается путем тщательного мониторинга объемов заполнения лунок во время поездок. Например, если из скважины извлечены три стальных бочки (трубы), а для заполнения скважины требуется всего два барреля жидкости, то в ствол скважины, вероятно, попала одна бочка. Особое внимание следует уделить объемам заполнения лунок, поскольку статистика показывает, что большинство ударов происходит во время поездок.

Потеря циркуляции

Еще одной причиной выбросов во время операций по завершению/ремонту является потеря циркуляции. Потеря циркуляция приводит к падению как уровня жидкости, так и гидростатического давления в скважине. Если гидростатическое давление падает ниже пластового, скважина пинается. Тремя основными причинами потери кровообращения являются:

• Чрезмерное превышение давления
• Чрезмерное скачок давления
• Плохая целостность пласта

Аномальное давление

В случае бурения разведочной или разведочной скважины (часто пластовое давление точно не известно) долото внезапно проникает в пласт с аномальным давлением, в результате чего гидростатическое давление бурового раствора становится меньше пластового давления и вызывает выброс.

Газоотделительный буровой раствор

Когда газ циркулирует на поверхности, он расширяется и снижает гидростатическое давление, достаточное для того, чтобы обеспечить выброс. Хотя плотность бурового раствора значительно снижается на поверхности, гидростатическое давление существенно не снижается, поскольку расширение газа происходит вблизи поверхности, а не на дне.

Плохое планирование скважины

Четвертая причина неудач – плохое планирование. Программы бурового раствора и обсадной колонны влияют на управление скважиной. Эти программы должны быть достаточно гибкими, чтобы обеспечить возможность установки все более глубоких обсадных колонн; в противном случае может возникнуть ситуация, когда невозможно контролировать удары ногами или потерю кровообращения.

Методы

Во время бурения удары обычно устраняются с помощью метода бурильщика, инженера или гибридного метода, называемого одновременным, при прямой циркуляции. Выбор будет зависеть от:

• количество и тип выбрасываемых жидкостей в скважине
• возможности оборудования буровой установки
• минимальное давление разрыва в открытом стволе
• политика буровых и эксплуатационных компаний по контролю за скважинами.

Для операций капитального ремонта или завершения часто используются другие методы. Закачивание – это распространенный способ глушения скважины во время капитального ремонта и заканчивания скважин, но он не часто используется во время бурения. Обратная циркуляция – это еще один метод глушения, используемый при капитальном ремонте, который не используется для бурения.

См. также

• Выброс (бурение скважин)
• Превентор
• Нефтяная скважина
• Управление нефтяными скважинами