WikiDer > Контроль нефтяных скважин

Oil well control

Контроль нефтяных скважин это управление опасными последствиями, вызванными неожиданным выбросом пластовая жидкость, Такие как натуральный газ и / или сырая нефть, при наземном оборудовании нефти или газа буровые установки и сбежать в атмосферу. Технически, контроль нефтяной скважины включает предотвращение образования газа или флюида (углеводородов), обычно называемых пинать, от входа в ствол скважины при бурении или ремонте скважин.

Пластовый флюид может поступать в ствол скважины, если давление, оказываемое столбом бурового раствора, недостаточно велико для преодоления давления, оказываемого флюидами в скважине. формирование бурятся (поровое давление).[1][2] Контроль нефтяных скважин также включает 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 действий.[3]

Неспособность управлять этими эффектами давления и контролировать их, может привести к серьезному повреждению оборудования и травмам или смерти. Ситуации с неправильным управлением скважиной могут вызвать выбросы, которые представляют собой неконтролируемые и взрывные выбросы углеводородов пласта из скважины, потенциально приводящие к пожару.[4]

Важность контроля нефтяных скважин

Современный бурильщик Аргентина.

Контроль нефтяных скважин - один из важнейших аспектов буровых работ. Неправильное обращение с пинки при управлении нефтяными скважинами 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]

Для предотвращения последствий выброса необходимо уделять самое пристальное внимание контролю нефтяных скважин. Вот почему процедуры контроля нефтяной скважины должны быть в наличии до начала ненормальной ситуации, обнаруженной в стволе скважины, и в идеале, когда будет размещена новая буровая установка. Другими словами, сюда входит время выбора нового местоположения, все сверление, завершение, капитальный ремонт, пренебрежение и любые другие операции, связанные с бурением, которые должны выполняться с учетом надлежащего контроля нефтяных скважин.[6] Этот тип подготовки включает в себя широкое обучение персонала, разработку строгих операционных инструкций и разработку программ бурения, что увеличивает вероятность успешного восстановления гидростатического контроля над скважиной после значительного притока пластовой жидкости.[6][7]

Основные понятия и терминология

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

Гидростатическое давление

Гидростатическое давление (HSP), как указано, определяется как давление из-за неподвижного столба 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 (N/м2) является:

Гидростатическое давление = высота (м) × плотность (кг / м³) × сила тяжести (м / с²).[9]

Все жидкости в ствол скважины оказывают гидростатическое давление, которое является функцией плотность и вертикальная высота столба жидкости. В единицах нефтепромыслов США гидростатическое давление может быть выражено как:

HSP = 0.052 × МВт × TVD ', куда МВт (Mуд Wвосемь или плотность) - плотность бурового раствора в фунтах на галлон (ppg), TVD это истинная вертикальная глубина в футах и HSP гидростатическое давление в фунтах на квадратный дюйм.

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

Чтобы преобразовать эти единицы в единицы СИ, можно использовать:

  • 1 ppg = ≈ 119.8264273 кг / м3
  • 1 фут = 0,3048 метра
  • 1 фунт / кв. Дюйм = 0,0689475729 бар
  • 1 бар = 105 паскали
  • 1 бар = 15 фунтов на кв. Дюйм

Градиент давления

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

Градиент давления (фунт / кв. Дюйм) = HSP / TVD = 0,052 × MW (ppg).[12]

Пластовое давление

Пластовое давление - это давление, оказываемое пластовые флюиды, которые представляют собой жидкости и газы, содержащиеся в геологических формациях, встречающихся при бурении на нефть или газ. Также можно сказать, что это давление, содержащееся в порах пробуриваемого пласта или коллектора. Пластовое давление является результатом гидростатического давления пластовых флюидов над исследуемой глубиной вместе с давлением, удерживаемым в пласте. Существует 3 уровня пластового давления: пласт с нормальным давлением, аномальное пластовое давление или сверхнормативное 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 (psi / ft), или 9,792 килопаскалей на метр (кПа / м), и 0,465 psi / ft 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 / м³. 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 фунтов на 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 аномальное пластовое давление приведет к.

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 привести к взрыву скважины или выходу из строя 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

Давление вскрыши это давление, оказываемое весом горных пород и содержащихся флюидов над интересующей зоной. Давление вскрыши варьируется в разных регионах и пластах. Это сила, которая способствует вертикальному уплотнению формации. Плотность этих обычных пород составляет от 18 до 22 фунтов на галлон (от 2157 до 2636 кг / м3).3). Этот диапазон плотностей создаст градиент давления в покрывающей породе примерно 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 светлый, и столб подводной породы не выходит на поверхность. Поэтому на морской глубине обычно создается более низкое давление в покрывающих пластах, чем на суше на такой же глубине.

Математически давление вскрыши может быть получено как:

S = ρб× D× г

куда

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

Объемная плотность осадка является функцией плотности скелета породы, пористости в пределах порового пространства и плотности поровой жидкости. Это можно выразить как

ρб = φρж + (1 - φ) ρм

куда

φ = пористость породы
ρж = плотность пластового флюида
ρм = плотность скелета породы[16][17]

Давление разрушения

Давление разрушения можно определить как давление, необходимое для разрушения или раскола пласта. Как следует из названия, именно давление вызывает разрушение формации и потерю циркулирующей жидкости. Давление трещины обычно выражается в виде градиента, при этом общепринятыми единицами измерения являются фунты на квадратный дюйм (кПа / м) или фунты на галлон (кг / м3).

Для разрыва пласта обычно необходимы три вещи:

  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)

Давление насоса, который также называют потеря давления в системе, - сумма всех потерь давления от наземного оборудования нефтяной скважины, бурильная труба, то удлинитель, то сверло, и кольцевой потери на трение вокруг утяжеленной бурильной трубы и бурильной трубы. Он измеряет потерю давления в системе в начале циркуляционной системы и измеряет общее давление трения.[20]

Медленное давление насоса (SPP)

Медленное давление насоса - это давление циркуляции (давление, используемое для прокачки жидкости через всю активную жидкостную систему, включая ствол скважины и все наземные резервуары, составляющие 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 затрубному пространству и обратно в ямы во время бурения процесс) выполняется с пониженной скоростью, чтобы обеспечить лучший контроль циркуляционного давления и позволить сохранить свойства бурового раствора (плотность и вязкость) на желаемых значениях. Давление медленного насоса также может упоминаться как «давление скорости глушения», или «давление медленной циркуляции», или «давление скорости глушения» и так далее.[21][22][23]

Давление в закрытых бурильных трубах

Давление в закрытых бурильных трубах (SIDPP), который 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)

В давление в закрытой обсадной колонне (SICP) - это мера разницы между пластовым давлением и HSP в кольцо когда происходит удар ногой.

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

FP = HSPгрязь + HSPприток + SICP

куда

FP = пластовое давление (фунт / кв. Дюйм)
HSPгрязь = Гидростатическое давление бурового раствора в затрубном пространстве (фунт / кв. Дюйм)
HSPприток = Гидростатическое давление притока (фунт / кв. Дюйм)
SICP = давление в обсадной колонне (фунт / кв. Дюйм)

Забойное давление (BHP)

Забойное давление (BHP) - 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), что дает гидростатическое давление скважины или (л.с.) л.с. = л.с. при отключенных насосах Забойное давление зависит от следующих факторов:

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

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

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

Основные расчеты при управлении нефтяными скважинами

При контроле нефтяной скважины необходимо выполнить несколько основных расчетов. Некоторые из этих важных расчетов будут рассмотрены ниже. Большинство единиц здесь представлено в единицах нефтяных промыслов США, но эти единицы могут быть преобразованы в их эквивалент единиц СИ с помощью этого Преобразование единиц связь.

Емкость

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

Формула емкости показана ниже:

Емкость = ID2/1029.4

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) = Емкость (барр. / фут) × длина (фут)

Футы трубы, занимаемые заданным объемом, определяются как:

Ноги трубы (футы) = Объем грязи (баррелей) / Емкость (баррелей / фут)

Расчет мощности важен при управлении нефтяными скважинами по следующим причинам:

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

Кольцевая емкость

Это объем, заключенный между внутренним диаметром отверстия и внешним диаметром трубы. Годовая пропускная способность определяется по формуле:

Кольцевая емкость (барр. / фут) = (IDдыра2 - ODтрубка2) / 1029.4

куда

Я БЫдыра2 = Внутренний диаметр обсадной колонны или открытого отверстия в дюймах
ODтрубка2 = Внешний диаметр трубы в дюймах

по аналогии

Кольцевой объем (баррелей) = Кольцевая емкость (барр. / фут) × длина (фут)

и

Ноги, занятые объемом бурового раствора в кольцевом пространстве = Объем грязи (баррелей) / Кольцевая емкость (баррелей / фут).[27]

Падение уровня жидкости

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

Падение уровня жидкости = Барр. Отбытка / (колпачок CSG + отвод трубы)

или же

Падение уровня жидкости = Баррель диспергирования / (крышка Ann + крышка трубы)

и результирующая потеря HSP определяется как:

Потерянный HSP = 0,052 × МВт × Капля жидкости

куда

Капля жидкости = расстояние, на которое падает жидкость (футы)
Bbl disp = смещение вытянутой трубы (барр.)
Крышка CSG = емкость обсадной колонны (барр. / фут)
Труба ДП = смещение трубы (барр. / фут)
Энн кепка = Производительность в кольцевом пространстве между обсадной колонной и трубой (барр. / Фут)
Заглушка трубы = емкость трубы
Потерянный HSP = Потерянное гидростатическое давление (psi)
МВт = вес бурового раствора (ppg)

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

Падение уровня жидкости = Bbl disp / Энн кепка

Вес Kill Mud (KMW)

Убить вес грязи - 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 = убойный вес грязи (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, тогда KWM можно рассчитать следующим образом:

KWM = FP / 0.052 × TVD

куда FP = Пластовое давление.[28]

Удары

Иксток I выброс нефтяной скважины

Пинать это запись пластовая жидкость в ствол скважины при проведении буровых работ. Это происходит потому, что давление, оказываемое колонкой буровой раствор недостаточно велик, чтобы преодолеть давление, оказываемое флюидами в пробуренном пласте. Вся суть контроля нефтяных скважин состоит в том, чтобы предотвратить возникновение толчка и, если это произойдет, предотвратить его развитие в задуть. Неконтролируемый выброс обычно возникает из-за неправильного развертывания оборудования, использования плохих методов или недостаточной подготовки бригад буровых. 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 ногами

Выброс будет происходить, 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

Отключение это полная операция по удалению бурильной колонны из ствола скважины и спустив его обратно в скважину. 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 на такой же объем грязь. Если замена не будет произведена, уровень жидкости в стволе скважины упадет, что приведет к потере гидростатического давления (HSP) и забойного давления (BHP). Если это снижение забойного давления опускается ниже пластовое давление, а пинать обязательно произойдет.

Мазок во время спотыкания

Мазок возникает, когда забойное давление снижается из-за эффектов вытягивания бурильной колонны вверх в просверленное отверстие. При спуске из ямы пространство, образованное бурильная труба, удлинитель, или трубки (которые снимаются) необходимо чем-то заменить, обычно грязь. Если скорость спуско-подъема больше, чем скорость закачки бурового раствора в пустое пространство (созданное при удалении бурильной колонны), то тампон будет происходить. Если снижение забойного давления из-за свабирования ниже пластовое давление, затем пинать произойдет.

Потеря циркуляции

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 ствол скважины. Если не принять меры, чтобы отверстие оставалось заполненным, может произойти удар. Нарушение кровообращения может быть вызвано:

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

Недостаточная плотность жидкости

Если плотность бурового раствора или грязь в стволе скважины недостаточно для удержания пластового давления под контролем, тогда может произойти выброс. Недостаточная плотность бурового раствора может быть следствием следующих причин:

  • 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.

Ненормальное давление

Еще одна причина ударов - случайно просверлить под ненормальным давлением проницаемые зоны. Повышенное пластовое давление может превышать забойное давление, что приводит к выбросу.

Бурение соседней скважины

Бурение соседней скважины - потенциальная проблема, особенно в морское бурение где большое количество наклонно-направленных скважин пробурено с одной Платформа. Если буровая скважина проникает в производственная строка из ранее завершенной скважины, пластовая жидкость из завершенной скважины будет поступать в ствол буровой скважины, вызывая выброс. Если это происходит на небольшой глубине, это чрезвычайно опасная ситуация, которая может легко привести к неконтролируемому выбросу без предупреждения о событии.

Потеря контроля во время испытания буровой штанги

Испытание бурильной колонны выполняется путем установки пакера над исследуемым пластом и обеспечения движения пласта. В ходе испытания ствол скважины или обсадная труба 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 глушения скважины может привести к выбросу.[31][32][33]

Неправильное заполнение в поездках

Неправильное заполнение при спуско-спуске происходит, когда объем бурового раствора остается заполненным при спуске (завершение операции удаления бурильной колонны из ствола скважины и спуска его обратно в скважину) меньше расчетного или меньше, чем запись в путевом листе. Это состояние обычно вызвано попаданием пластовой жидкости в ствол скважины из-за свабирования бурильной колонны, и, если в ближайшее время не будут предприняты действия, скважина перейдет в состояние выброса.[34][35][36]

Предупреждающие знаки

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 команде о том, что вот-вот начнется удар. Зная эти признаки, вы сможете держать нефтяную скважину под контролем и избежать выброса:

Внезапное увеличение скорости бурения

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

Если скорость, с которой работают насосы, остается постоянной, то расход из кольцо должно быть постоянным. Если поток в затрубном пространстве увеличивается без соответствующего изменения скорости закачки, дополнительный поток вызывается подачей пластового флюида (жидкостей) в пласт. скважина или расширение газа. Это укажет на надвигающийся удар.

Прирост объема ямы

Если есть необъяснимое увеличение объема поверхностного раствора в карьере (большой резервуар, в котором находится буровой раствор на буровой установке), это может означать надвигающийся удар. Это связано с тем, что когда пластовая жидкость поступает в ствол скважины, она вызывает больше буровой раствор течь из кольцо чем закачивается бурильной колонны, таким образом, объем жидкости в яме (ах) увеличивается.

Изменение скорости / давления насоса

Снижение давления в насосе или увеличение скорости насоса может произойти в результате уменьшения гидростатическое давление кольцевого пространства по мере поступления пластовых флюидов в ствол скважины. По мере того как более легкий пластовый флюид течет в ствол скважины, гидростатическое давление, оказываемое кольцевым столбом жидкости, уменьшается, и буровой раствор в бурильной трубе стремится к U-образной трубе в кольцевое пространство. Когда это произойдет, давление насоса 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 контроля нефтяных скважин

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

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 грязь вес, чтобы обеспечить давление, достаточное для предотвращения притока пластовой жидкости в ствол скважины. Если гидростатическое давление меньше пластового, то пластовые флюиды попадут в ствол скважины. Если гидростатическое давление жидкости в стволе скважины превышает давление гидроразрыва пласта, то жидкость в скважине может быть потеряна в формации. В крайнем случае потери циркуляции пластовое давление может превышать гидростатическое давление, позволяя пластовым флюидам проникать в скважину.

Вторичный контроль нефтяной скважины

Вторичный контроль нефтяной скважины выполняется после того, как первичный контроль нефтяной скважины не смог предотвратить попадание пластовых флюидов в ствол скважины. Этот процесс использует «превентор», противовыбросовый превентор для предотвращения утечки скважинных флюидов из скважины. Поскольку плашки и штуцер противовыбросового превентора остаются закрытыми, проводится испытание на повышение давления, рассчитывается и закачивается масса глушителя внутри скважины, чтобы глушить выброс и направлять его наружу.

Третичный (или сдвиговый) контроль нефтяных скважин

Третичное управление нефтяной скважиной 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:

  • Просверлить хорошо ударить по соседнему текущему колодцу и заглушить его тяжелым илом
  • 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

Использование процедур остановки является одной из мер контроля нефтяных скважин для сокращения выбросов и предотвращения задуть от возникновения. 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 заключается в минимизации объема выброса, поступающего 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 выброса, допускаемого в ствол скважины.[41]

Хорошо убить процедуры

Источник:[42]Процедура глушения скважины - это метод управления нефтяной скважиной. Как только колодец был закрыть в на пинать, необходимо немедленно выполнить надлежащие процедуры уничтожения. Общая идея процедуры глушения скважины состоит в том, чтобы выпустить любую пластовую жидкость, уже находящуюся в ствол скважины во время выброса, а затем направить достаточную массу глушильного бурового раствора, называемого Kill Weight Mud (KWM), в скважину, не допуская дальнейшего попадания жидкости в скважину. Если это можно сделать, то после того, как глушильный раствор будет полностью циркулировать вокруг скважины, можно вскрыть скважину и возобновить нормальную работу. Как правило, 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, когда циркуляция глушения продолжается 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
  • Бурильный метод
  • Циркуляция и вес
  • Параллельный метод
  • Обратная циркуляция
  • Процедура динамического убийства
  • Bullheading
  • Объемный метод
  • Смазать и удалить[43][44]

Инциденты, связанные с контролем нефтяных скважин - основные причины

1904 пожар нефтяной скважины в Биби-Эйбат (возле Баку, Азербайджан).

Всегда будут возникать 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:

  • Отсутствие знаний и навыков буровая установка персонал
  • Неправильные методы работы
  • Отсутствие понимания обучения управлению нефтяными скважинами
  • Несоблюдение политик, процедур и стандартов
  • Неадекватное управление рисками[45]

Организации по созданию культуры контроля скважин

Эффективная культура контроля скважин может быть создана внутри компании, требуя обучения контролю скважин 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 в процессе бурения. Такая культура также требует, чтобы персонал, занимающийся контролем нефтяных скважин, придерживался правильных процедур в нужное время. Четко 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 основана на технически компетентном персонале, который также обучен и имеет навыки управления ресурсами бригады (дисциплина, учитывающая человеческий фактор), что включает осведомленность о ситуации, принятие решений (решение проблем), общение, командную работу 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 те, что включены в программу WellSharp, и курсы, предлагаемые IWCF, способствуют повышению компетентности персонала, но настоящая компетентность может быть оценена только на рабочем месте во время работы. Поэтому IADC также аккредитует отраслевые программы подтверждения компетентности, чтобы помочь обеспечить качество и согласованность процесса подтверждения компетентности для буровых работ. IADC имеет региональные офисы по всему миру и аккредитует компании по всему миру. IWCF является НПО, 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 ремонте и ремонте скважин.[46][47][48]

Смотрите также

Рекомендации

  1. ^ Lyons, William C .; Плисга, Гэри Дж. (2005). Стандартный справочник по нефтяной и газовой инженерии (2-е издание). Интернет-версия Elsevier доступна по адресу:Knovel = 33, pp.4-371 (электронная версия).
  2. ^ Глоссарий по нефти и газу, "Пинать", «Глоссарий технических терминов нефтегазового месторождения». Проверено 8 апреля 2011 года.
  3. ^ Статья Schlumberger, «Контроль скважины», «Глоссарий Schlumberger OilField». Проверено 9 апреля 2011 года.
  4. ^ Глоссарий по нефти и газу, «Первичный контроль скважины», «Глоссарий технических терминов нефтегазового месторождения». Проверено 8 апреля 2011 г.
  5. ^ Джером Шуберт, Раздел «Бурение с регулируемым давлением: обнаружение выбросов и контроль скважины»: «Обнаружение выбросов во время бурения», Общество инженеров-нефтяников, Журнал нефтяных технологий (JPT), архивировано 15.01.2010.
  6. ^ а б c Джером Джейкоб Шуберт, «Контроль скважины», Отчет о MEng Техасского университета A&M для контроля скважин (Декабрь 1995 г.). Проверено 4 января 2011 г., стр.я-1/2.
  7. ^ Карен Биби, "A Well-Specific Approach to the Quantification of Well Control", Society of Petroleum Engineers, Journal of Petroleum Technology (JPT), archived 2010/01/15, p.60.
  8. ^ Oil and Gas glossary, "Hydrostatic Pressure", "Oil and Gas Field Technical Terms Glossary". Retrieved 8 April 2011.
  9. ^ Micheal Nelkon & Philip Parker, Advanced Level Physics, 7th Edition, New Delhi, India, CBS Publishers, 1995, pp. 103–105, ISBN 81-239-0400-2
  10. ^ Jerome Jacob Schubert, 1995, pp.1-1, 2.
  11. ^ Schlumberger Limited article,"Hydrostatic pressure", "Schlumberger OilField Glossary". Проверено 9 апреля 2011 года.
  12. ^ а б Jerome Jacob Schubert, 1995, p. 1-2.
  13. ^ Schlumberger Limited article, "Abnormal Pressure", "Schlumberger OilField Glossary". Retrieved 2011-04-09.
  14. ^ Schlumberger Limited article, "UnderPressure", "Schlumberger OilField Glossary". Проверено 9 апреля 2011 года.
  15. ^ Schlumberger Limited article, "Normal Pressure", "Schlumberger OilField Glossary". Retrieved 2011-04-09.
  16. ^ Jerome Jacob Schubert, 1995, pp. 1-3, 4.
  17. ^ Rehm, Bill; Schubert, Jerome; Haghshenas, Arash; Paknejad, Amir Saman; Hughes, Jim (2008). Managed Pressure Drilling. Gulf Publishing Company.Online version available at:Knovel-48, pp. 22/23 section 1.7 (online version)
  18. ^ Jerome Jacob Schubert, 1995, p. 1-4.
  19. ^ Rehm, Bill; и другие. (2008). Managed Pressure Drilling, p.23, section 1.8.1 (online version).
  20. ^ Jerome Jacob Schubert, 1995, pp.1-4, 5, 6, 7.
  21. ^ Oil and Gas glossary, "Circulate", "Oil and Gas Field Technical Terms Glossary". Retrieved 8 April 2011.
  22. ^ Schlumberger Limited article,"Circulate", "Schlumberger OilField Glossary". Проверено 9 апреля 2011 года.
  23. ^ Jerome Jacob Schubert, 1995, pp.1-7.
  24. ^ Jerome Jacob Schubert, 1995, pp.1-8, 9, 10.
  25. ^ Rehm, Bill; и другие. (2008). Managed Pressure Drilling, p.11, section 1.4.1 (online version).
  26. ^ Jerome Jacob Schubert, 1995, p.2-1.
  27. ^ Jerome Jacob Schubert, 1995, pp.2-1, 2.
  28. ^ Jerome Jacob Schubert, 1995, pp.2-4, 6.
  29. ^ Schlumberger Limited article,"Пинать","Schlumberger OilField Glossary". Проверено 9 апреля 2011 года.
  30. ^ IDPT/IPM article, "Basic Well Control", Scribd site. Accessed 10/04/2011, p.3.
  31. ^ Jerome Jacob Schubert, 1995, pp.3-1, 2, 3, 4.
  32. ^ IDPT/IPM article, "Basic Well Control", pp.19/20.
  33. ^ Lyons, William C.; Plisga, Gary J. (2005). Standard Handbook of Petroleum and Natural Gas Engineering, pp.39-41, Chapter 2.
  34. ^ Jerome Jacob Schubert, 1995, pp.4-1-4.
  35. ^ Grace, Robert D. (2003). Blowout and Well Control Handbook. Elsevier.Online version available at:Knovel-72, pp.42/43, chapter 2 (online version).
  36. ^ Rehm, Bill; и другие. (2008). Managed Pressure Drilling, pp. 212/213, section 8.6.2 (online version).
  37. ^ IDPT/IPM article, "Basic Well Control", p.7.
  38. ^ Rachain Jetjongjit, "What is Tertiary well control", DrillingFormulas.com, Drilling Formulas and Drilling Calculations. Accessed 2011-04-11.
  39. ^ Rachain Jetjongjit, "What is Primary well control", DrillingFormulas.com, Drilling Formulas and Drilling Calculations. Accessed 2011-04-11.
  40. ^ Rachain Jetjongjit, "What is Secondary well control", DrillingFormulas.com, Drilling Formulas and Drilling Calculations. Accessed 2011-04-11.
  41. ^ Jerome Jacob Schubert, 1995, p.5-1
  42. ^ Rabia, Hussain (1986). Oil well drilling engineering. Springer. С. 302–311. ISBN 0860106616.
  43. ^ Jerome Jacob Schubert, 1995, pp.6-1-13.
  44. ^ IDPT/IPM article, "Basic Well Control". pp.37/38.
  45. ^ IDPT/IPM training material, "Basic Well Control", Scribd site. Accessed 10/04/2011, p.4.
  46. ^ Kareen Bybee, "Building a Well-Control Culture", Society of Petroleum Engineers, Journal of Petroleum Technology (JPT), archived 2009/01/16, p.73.
  47. ^ IADC, "WellSharp", IADC.org, International Association of Drilling Contractors Well-Control Accreditation Program. Accessed 2018-05-04.
  48. ^ IWCF, "International Well Control forum organization". Проверено 12 апреля 2011 г.