Содержание

Методы глушения скважин | СНК

В деятельности по бурению и эксплуатации скважин приходится использовать методы глушения скважин, в связи с часто возникающими ситуациями, обусловленными выбросом бурового раствора, либо отсутствием возможности добывать нефть и газ по причине поломки подземного или устьевого оборудования.

При возникновении нефтегазоводопроявления на скважинах начинается осуществление борьбы с ними некоторыми способами. 

Наиболее распространёнными методами глушения скважин

являются:
  • ожидания и утяжеления;
  • осуществлять промывку скважины до момента прекращения поступления пластового флюида из самих пласт под постоянным давлением в бурильных трубах;
  • осуществлять промывку скважины путём сдерживания давления перед дросселем, с выводом циркуляции посредством дроссельного устройства;
  • метод «бурильщика» и прочие.

Данные способы глушения газовых и нефтяных фонтанов основаны на данных величины пластового давления, или же оно определяется непосредственно перед глушением.

При этом требуется непрерывное забойное давление в скважине (в течение всей циркуляции), возможно, несколько превышающим пластовое давление проявляющихся пластов.

Существует несколько методов глушения скважин, обусловленные постоянным контролем в период устранения проявлений забойного давления:

Метод косвенного контроля

Метод непосредственного контроля

Отклонение давления, или же плотности флюида, в затрубном пространстве при промывке, которая отражается на давлении в трубе. При непрерывной подаче насосов, давление в трубах будет постоянно поддерживаться задвижкой путём регулировки избыточного давления в колонне, и тогда, в процессе полного глушения скважины, поддерживается непрерывное забойное давление. Данный метод позволяет держать под контролем забойное давление, и управлять им при вымывании пластовых флюидов, смене жидкости в скважине и прочие операции. Преимущество его состоит в простых математических расчётах и легком доступном обучении.

Измерение прямо в затрубном пространстве скважины. Происходит это по предварительно спланированной программе и расчётам, а с помощью задвижки изменяется избыточное давление в колонне, обеспечивая стабильность требуемого забойного давления. Преимущество данного метода в его точности изменения давления в границах кольцевого пространства. Недостатком его является невозможность построения точной кривой противодавления в связи с непостоянством формы кольцевого пространства и прочих факторов. Данный метод не практикуется.

Компания СНК в проведении данных мероприятий преследует одну цель – методом глушения скважин добиться превышения забойного давления над пластовым.

Процесс глушения скважины при проявлении

Операции по закрытию скважины рассматривались ранее. Известны три варианта метода поддержания постоянного давления на забое во время вымыва поступивших в скважину пластовых флюидов и увеличения плотности бурового раствора.[ …]

Общее для всех вариантов — необходимость установления и сохранения постоянной скорости циркуляции (при глушении), чтобы стабилизировать давление в системе циркуляции. Давление в бурильных трубах, а иногда и в обсадных регулируется дросселем.[ …]

К этим вариантам относятся.[ …]

Из этих трех методов рекомендуется метод ожидания и утяжеления. Обычно требуется только один цикл циркуляции для глушения скважины. Этот метод обеспечивает снижение до минимума устьевого давления во время вымыва флюида. Если вместимость бурильной колонны меньше объема затрубного пространства в необсаженном стволе, то давление у башмака обсадной колонны будет ниже, чем во втором и третьем методах.[ …]

Метод бурильщика наиболее простой в использовании и позволяет немедленно начинать вымыв. Однако при этом требуются по меньшей мере два полных цикла циркуляции для ликвидации проявления, что приводит к более высокому устьевому давлению, чем в методах 1 и 3.[ …]

Если проявление происходит во время СПО или когда трубы находятся вне скважины, то по возможности колонна должна быть спущена до забоя, чтобы можно было использовать метод поддержания постоянного давления на забое. Для этого требуется обеспечить свободный или принудительный спуск труб в скважину через герметизированное устье.[ …]

Самопроизвольный спуск труб в скважину через герметизированное устье осуществляется, когда трубы находятся выше забоя, а вес бурильной колонны достаточно большой, чтобы трубы, преодолевая трение и направленное вверх усилие от давления в скважине, могли перемещаться вниз через закрытые превенторы. Колонна, снабженная обратным клапаном, спускается через закрытый превентор (обычно универсальный). Для поддержания постоянным давления на забое скважинная жидкость, замещаемая проходящими через превентор бурильными трубами, удаляется через дроссель. Если в результате миграции газа вверх устьевое давление поднимается, то для поддержания постоянным давления на забое удаляется дополнительный объем флюида.[ …]

Принудительный спуск производится, когда трубы находятся вне скважины или когда длина колонны в скважине недостаточна для дальнейшего спуска труб под действием собственного веса.

Трубы принудительно должны спускаться в скважину, пока вес колонны не будет достаточным, чтобы преодолеть скважинное давление. Как и при свободном спуске труб, скважинная жидкость, замещаемая проходящими через превентор бурильными трубами, удаляется через дроссель, чтобы поддерживать постоянным давление на забое. Миграция газа вверх по стволу требует сброса дополнительного объема скважинной жидкости. Спуск труб в скважину под действием собственного веса может выполняться, когда для этого есть возможность.[ …]

После спуска труб до забоя скважина обычно глушится с помощью одного из вариантов метода поддержания постоянного забойного давления.[ …]

Методы поддержания низкого давления на дросселе используются, когда начинается проявление и давление в обсадных трубах угрожает превысить допускаемые для них значения, чтобы предотвратить гидроразрыв пород вокруг обсадных колонн, которые были спущены на слишком малую глубину для правильного управления скважиной, и чтобы предотвратить ухудшение коллекторских свойств малопроницаемых продуктивных зон.

Другим вариантом допускается непрерывное несбалансированное бурение в малопроницаемых пластах. Можно поддерживать некоторое противодавление, но давление на забоё становится ниже пластового. В этих условиях могут потребоваться циркуляция при более высоких расходах, чем необходимо для глушения скважины, и увеличение плотности бурового раствора при поддержании максимально допустимого давления на дросселе. Процесс ликвидации проявления при подобных обстоятельствах — это скорее искусство, нежели системный подход; тем не менее на некоторых площадях с твердыми породами компании прибегают к вариантам метода ликвидации проявления, которые обычно используют при разбуривании известных плотных пород.[ …]

Вернуться к оглавлению

Метод глушения скважины в «лоб» задавкой флюида в пласт на поглощение

 

Метод глушения скважины в «лоб» имеет широкое приме­нение при капитальном ремонте скважин, аварийном глушении добывающих скважин, а также иногда применяется для ликвида­ции ГНВП в бурящихся скважинах, когда обычная схема цирку­ляции технически невозможна, или она приводит в результате к критическим последствиям.

Процесс глушения скважины в «лоб» предусматривает не­прерывную закачку бурового раствора или жидкости глушения в трубы и затрубное пространство на поглощение в пласт без выхода пластового флюида на поверхность. Закачка жидкости в скважину может осуществляться как при наличии бурильных труб в скважине, так и без них.

Целью данного метода является оттеснение пластового флюида обратно в продуктивный или наиболее слабый не обса­женный пласт, не допустив при этом гидравлического разрыва пласта, и снижение давления на устье скважины до нуля или безопасного значения (разность между пластовым и гидростати­ческим давлением столба жидкости в скважине).

Областью применения данного метода глушения являются следующие ситуации:

1. Объем поступившего в скважину флюида превышает предельное значение

2.     Быстрый рост давления на устье скважины, то есть после
закрытия превентора давление в затрубном пространстве дости­

гает максимально допустимого значения за короткий промежуток
времени.

3.      Высокое содержание Нз8 и других вредных примесей в
составе пластового флюида.

4.      Недостаточный вес колонны бурильных труб в скважине
для спуска их под давлением.

5.      Невозможность промывки скважины (закупорка долота
осевшей породой, аварии с колонной труб в скважине, выход из
строя буровых насосов и т.п.).

Задавливание флюида обратно в пласт может производиться вне зависимости от места нахождения пачки флюида в скважине. Однако решение о глушении скважины в «лоб» должно прини­маться достаточно быстро, чтобы миграция газа или концентрация в буровом растворе сероводорода были минимальными.

Закачка жидкости в скважину не должна привести к гид­равлическому разрыву пластов в не обсаженной части ствола скважины, в связи с чем давление на устье не должно превышать установленное предельное значение.

Примечание. При значительном износе обсадной колонны наиболее слабый ее элемент выйдет из строя первым, поэтому расчетная прочность этого опасного участка и определяет, в дан­ном случае, предельное давление при нагнетании.

Важным фактором является определение интервала, в ко­торый может быть оттеснен флюид на поглощение. Задавка на поглощение может использоваться только тогда, когда прояв­ляющий пласт способен к поглощению или расположен в непо­средственной близости от пласта с низким градиентом давления гидроразрыва.

Наиболее благоприятные условия для применения метода будут в том случае, когда проявляющий пласт расположен непо­средственно под башмаком обсадной колонны и обладает высо­кой проницаемостью, в таком случае процесс глушения пред­ставляет обычную, достаточно отработанную, операцию.

Если не обсаженный участок ствола скважины имеет большую протяженность, то метод глушения в «лоб» часто ока­зывается неэффективным или даже опасным. Это связано с воз­можной потерей циркуляции.

Подготовительные работы к глушению скважины в «лоб» должны проводиться с учетом следующих рекомендаций.

1. Для лучшего контроля за скважиной и создания соответ­
ствующего давления при закачке жидкости необходимо исполь­
зовать цементировочный или насосный агрегаты.

2.      Необходимо иметь достаточный запас объема бурового
раствора   или   жидкости   глушения,   поскольку   задавливание

флюида в пласт сопровождается безвозвратной потерей значи­
тельного количества жидкости.

3.      Нагнетательные линии от насосов должны иметь обрат­
ные клапаны и подсоединяться к блоку превенторов выше пла-
шечного превентора, чтобы его можно было закрыть в случае не­
обходимости.

4.      Выполнение операций по глушению скважины в «лоб»
требует высокой  квалификации исполнителей  и тщательного
планирования проводимых работ.



КЦН: «Контроль скважины. Управление скважиной при ГНВП»

Курс обучения включает темы по требованиям промышленной и экологической безопасности, охраны недр; технологии строительства скважины, циклу строительства скважины и его структуре; предупреждению и ликвидации инцидентов и аварий; освоению скважин; требованиям к эксплуатации скважин с возможными ГНВП; технологии капитального и текущего ремонтов скважин.

Программа предупреждения возникновения и ликвидации ГНВП содержит методы обнаружения и предупреждения ГНВП; действия персонала при ГНВП во время бурения и промывки, при спуске обсадной колонны, прихвате инструмента с навинченной ведущей трубой, при работе с пластоиспытателем, при поглощении бурового раствора и вскрытом продуктивном пласте; виды и темы инструктажей по предупреждению возникновения ГНВП; методы организации и проведения учебных тревог; способы глушения скважины при ликвидации ГНВП.

Обучение действиям по герметизации устья включает изучение устройства и принципов действия ПВО (превенторы, манифольды, блоки глушения и дросселирования), его применения при глушении скважины. В программу также входят: схемы обвязки устья скважины ПВО, назначение узлов обвязки; периодичность ремонта и опрессовки ПВО; проверка работоспособности, очередность закрытия превенторов; требования к эксплуатации ПВО; управление, устройство, назначение, характеристика пультов управления, их применение в режиме нормальной и оперативной готовности.

В результате освоения программы курсант должен знать:

  • разновидности газонефтеводопроявлений (ГНВП),
  • давления в скважине и околоствольном пространстве, их влияние на ГНВП, способы регулирования,
  • причины и признаки ГНВП,
  • критерии контролируемости скважины;
  • организационные и технические мероприятия по предупреждению ГНВП,
  • назначение и состав противовыбросового оборудования,
  • принцип действия превенторов,
  • схемы управления оборудованием для герметизации устья скважины,
  • технологические особенности ликвидации ГНВП,

курсант должен уметь:

  • оценить величину давления на пласты и объяснить причины его возможного изменения,
  • различать характер изменения давления над и под «пачкой», в трубах и затрубном пространстве для открытой и закрытой скважины,
  • определять величины пластового давления, допустимых объемов поступления и типа флюида по результатам измерений,
  • определить момент перехода из области предупреждения в область ликвидации ГНВП,
  • распознать прямые и косвенные признаки ГНВП,
  • организовать работу на газоопасном объекте,

также курсант должен владеть:

  • способами определения технологических факторов опасных с позиций флюидопроявлений при заданной ситуации проведения технологической операции,
  • навыками монтировать и эксплуатировать противовыбросовое оборудование в режиме нормальной работы,
  • методами глушения скважины.
  • методиками определения по выбору подачи насосов, требуемой плотности бурового раствора и давления в бурильной колонне.

Специалистам, прослушавшим полный курс лекций, будет предоставлена возможность сдать экзамен по специальности. После успешной аттестации курсанты получают удостоверение установленного образца.

технология бурения 2 — Стр 22

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ве постоянным. После удаления флюида, после первой циркуляции, давление в кольцевом пространстве и давление в бурильных трубах должны быть равны. Остановка циркуляции соответствует зоне III на графике глу-

шения (рис. 11.13).

12.Начать работу по выводу скважины на режим глушения. Для этого необходимо начать закачивание раствора глушения в скважину с 5 ходов плунжера насоса в минуту, поддерживая давление в кольцевом пространстве постоянным. После заполнения наземной обвязки раствором глушения сбросить счетчик ходов плунжера на 0. Закачать утяжеленный буровой раствор в бурильные трубы при постоянном установившемся давлении в

кольцевом пространстве Ркп (участок с–d). Давление в бурильных трубах при этом будет снижаться (участок 2–3). Зафиксировать давление в бурильных трубах в тот момент, когда они будут полностью заполнены

утяжеленным раствором (Ркон = 0). Выход утяжеленного раствора в кольцевое пространство сопровождается повышением давления в бурильных трубах.

13.Заглушить скважину при постоянном давлении в бурильных тру-

бах (Ркон). При этом давление в кольцевом пространстве будет снижаться до нулевого значения.

14.При поступлении из скважины через дроссель утяжеленного бу-

рового раствора плотностью ρгл необходимо остановить операцию по

глушению скважины плавным снижением числа ходов плунжера, поддерживая при этом давление в затрубном пространстве постоянным. После остановки насосов и закрытия дросселя давление в бурильных трубах и затрубном пространстве должно быть равно нулю.

15. Проверить скважину на перелив. Если из скважины нет перелива бурового раствора, открыть превентор и промыть скважину с максимальной производительностью насосов.

Метод ожидания и утяжеления

При применении метода ожидания и утяжеления управление скважиной осуществляется путем одной циркуляции тяжелого раствора.

Метод включает фазу ожидания при закрытой скважине (получение тяжелого бурового раствора) до запуска циркуляции, которая содержит только один этап, и это – подача тяжелого бурового раствора (рис. 11.15).

При глушении скважины способом ожидания и утяжеления вымывание поступившего пластового флюида и закачивание утяжеленного бурового раствора производится одновременно. Если запас необходимого утяжеленного раствора на буровой отсутствует, то, остановив насосы и закрыв скважину, немедленно его утяжеляют. Технологически способ ожидания и утяжеления сложный, так как требует проведения инженерных расчетов регулирования давления в скважине. Вследствие этого глушение

226

Применение тренажеров для определения и ликвидации газонефтеводопроявлений в скважинах

Немаловажным фактором обеспечения безопасности при бурении и капитальном ремонте скважин является определение газонефтеводопроявлений (ГНВП). С целью повышения знаний обслуживающего персонала в данной области на базе одного из учебных центров ОАО «Газпром» проводят курсы соответствующего направления.

Одним из требований при подготовке работников является тренировка и последующая оценка действий в случае появления ГНВП. Максимально приблизить к реальным событиям условия обучения возможно с помощью буровой учебной установки, позволяющей имитировать условия ГНВП. Имитация ГНВП происходит с помощью закачиваемого в межтрубное пространство воздуха, а остальные действия осуществляются при помощи обычного оборудования и инструмента. Ликвидация ГНВП осуществляется по стандартной схеме, то есть вымыванием газированного раствора из скважины буровым раствором.

Учебная скважина достигает 2100 метров в глубину, а имитация ГНВП происходит на глубине 1500 метров. Для обучения применяют стандартное для корпорации оборудование. Для осуществления одного практического занятия на тренажере требуется от трех до шести часов. При этом обязательно требуется наличие бурового раствора, а количество человек, участвующих в учениях ограниченно. Данные факты можно отнести к недостаткам тренажера.

С целью унификации учебной системы тренажера в 2008 году были применены компьютерные технологии на учебной буровой установке в Нижневартовске.

На данном тренажере отрабатывают соответствующие навыки бригады капитального ремонта скважин. Отличительной особенностью является возможность осуществления операций при температуре воздуха до – 25 0С. Кроме того, с помощью данного тренажера можно менять временные рамки имитированных процессов, что позволяет привлекать к обучению за те же 5-6 часов большее количество курсантов.

Тренажер, который был создан на базе учебного центра ОАО «Газпром» имеет ряд отличительных особенностей:

  • имеется возможность имитировать один из значимых процессов – глушение скважины;
  • блок дросселирования оснащен, как ручным, так и гидроуправляемым дросселем.

Перед специалистами была поставлена задача внедрить на данной установке компьютерные технологии, которые дополнили бы процесс обучения, приближенный к реальным условиям. Для решения этих вопросов применили некоторые нововведения, которые отличны от технологий, использованных на тренажере в Нижневартовске.

Блок дросселирования был оборудован двумя дополнительными линиями, на которых установлены запорные устройства и дроссели, предназначенные лишь для передачи сигнала на компьютерную технику. На дополнительной линии установлен также манометр, который указывает значение рабочего давления, определяемого условиями занятия.

Здесь же имеется два дросселя: обычный с ручным управлением и гидроуправляемый с пультом управления. Пульт управления размещают в отапливаемом помещении, недалеко от реального пульта управления. Их работа полностью независима друг от друга, а применение пультов зависит от характера проводимых занятий. Учения по ликвидации ГНВ могут проходить по стандартной схеме с циркулирующим буровым раствором, либо же без такового, основываясь на компьютерных технологиях.

За управление процессом отвечает компьютер, с помощью которого задается начальное давление на дросселях. Регулируя степень открытия дроссельной заслонки, компьютерная программа имитирует процесс вымывания, а монитор показывает результаты действия обучаемых, которые участвуют в ликвидации ГНВП. Не участвующие в занятии вместе с наставником имеют возможность наблюдать и анализировать ход выполнения работ. Монитор разделен на две части, на которых демонстрируются различные процессы учений. Также имеется возможность схематического отображения процессов.

Из-за того, что тренажер не оснащен фонтанной арматурой, процесс глушения скважины также имитируется компьютерной программой. Имитация происходит с помощью другого компьютера, что позволяет осуществлять оба вида учебного процесса независимо друг от друга.

На пульте бурильщика устанавливается дополнительный блок управления, с помощью которого можно имитировать реальные технологические процессы – запускать и останавливать буровые насосы, открывать и закрывать превенторы, задавать основные показатели бурового раствора, например, его плотность. Блок управления выполнен в виде сенсорного дисплея, эксплуатация которого возможна при температуре до – 40 градусов.

Управление тренажером происходит при помощи датчиков числа оборотов и веса, которые связаны с компьютером.

Для задания определенного процесса обучения наставник может имитировать различные конструкции скважин. А функционал самого тренажера позволяет осуществлять следующий комплекс технологических операций:

  • глушение скважины для ее капитального ремонта;
  • подъем буровых труб;
  • долив бурового раствора и контроль его объема;
  • подача предупредительного сигнала в случае отсутствия сбалансированных значений поднятых труб и объема долитого раствора;
  • установка различной запорной арматуры;
  • установка квадратной или аварийной трубы;
  • торможение буровой колонны;
  • управление гидроуправляемой задвижкой и превентором.

Для ликвидации ГНВП применяют объемный метод, метод бурильщика или их сочетание.

Объемный метод предполагает регулирование давления при помощи дросселей (ручного или гидроуправляемого), размещенных на дополнительных линиях. При этом временные рамки выполнения операции можно варьировать.

Метод бурильщика применяют при ликвидации ГНВП, определенных в интервале спущенных в скважину труб НКТ. Для этого задействуются дополнительный пульт и дополнительная линия дросселирования.

По окончании процесса обучения производится анализ действия бригады на основе распечатанных графиков изменения давления.

Совмещение современных компьютерных технологий и процессов обучения, приближенных к реальным условиям, способствует достижению наибольшей эффективности проводимых тренировок.

Если вы нашли ошибку, пожалуйста, выделите фрагмент текста и нажмите Ctrl+Enter.

Повышение квалификации Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях (ГНВП)

Получить консультацию

Газонефтеводопроявление (ГНВП) – регулируемый выброс нефти, газа или воды из продуктивного пласта в скважину. Низкий уровень квалификации персонала, обслуживающего скважины, может привести к открытому фонтану – нерегулируемому выбросу.

Программа повышения квалификации разработана с учетом специфики должностных обязанностей специалиста на основании действующих нормативных актов:

  • Приказ Ростехнадзора от 12.03.2013 № 101 (с изменениями) «Об утверждении федеральных норм и правил в области промышленной «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»

Повышение квалификации по управлению скважиной при газонефтеводопроявлениях

Программы

Часов

Код

Периодичность

Цена

1

Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях (ГНВП) в процессе бурения и освоения скважин

72 ч.

ГНВП-01

1 раз в 5 лет

5000

2

Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях в процессе подземного ремонта скважин

72 ч.

ГНВП-02

1 раз в 5 лет

5000

3

Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях в процессе подземного ремонта скважин

72 ч.

ГНВП-02

1 раз в 5 лет

5000

4

Контроль скважины. Управление скважиной с возможными газонефтеводопроявлениями

72 ч.

ГНВП-02

1 раз в 5 лет

5000

5

Контроль скважины. Эксплуатация скважины с возможными газонефтеводопроявлениями

72 ч.

ГНВП-02

1 раз в 5 лет

5000

Форма обучения: дистанционная или очная

Длительность обучения: 72 часа

Категория слушателей

Курс предназначен для работников, осуществляющие непосредственное руководство и выполнение работ по бурению, освоению, ремонту и реконструкции скважин, ведению геофизических и прострелочно-взрывных работ на скважинах

  • Главные инженеры,
  • технологи,
  • буровые мастера,
  • буровые супервайзеры,
  • супервайзеры капремонта,
  • бурильщики и первые помощники бурильщика УБР и УКРС,
  • инженеры по бурению скважин,
  • геофизики.

Программа обучения

Программа направлена на совершенствование специальных профессиональных знаний и получение новых компетенций в контроля скважин

  • Введение в управление скважиной.
  • Первичный контроль скважины. Концепция барьеров. Система циркуляции скважины (U-образная трубка).
  • Поведение пластового флюида в скважине. Миграция газа.
  • Методы определения аномального пластового давления. Прямые и косвенные признаки ГНВП. Поглощение бурового раствора. Проявления при СПО. Средства контроля ГНВП.
  • Методы глушения скважины: метод ожидания и утяжеления
  • Методы глушения скважины: объемный метод.
  • Фланцевые соединения. Плашечные превенторы. Универсальные превенторы.
  • Оборудование для управления скважиной. Универсальные превенторы. Нагнетательный и дроссельный манифольд. Дроссель. Вставные противовыбросовые устройства в составе бурильной колонны. Газосепаратор. Вакуумный дегазатор. Станци гидравлического управления ПВО

Закажите услугу Повышение квалификации Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях (ГНВП)

И мы свяжемся с вами в ближайшее время Заказать услугу

Бланк удостоверения с классом защиты Б является документом строгой отчетности и изготавливается только в лицензированных типографиях!

Контроль скважин — PetroWiki

Контроль скважин и предотвращение выбросов стали особенно важными темами в отрасли добычи углеводородов по многим причинам. Среди этих причин — более высокие затраты на бурение, нерациональное использование природных ресурсов и возможные человеческие жертвы при выбросах и выбросах.

Определение

Контроль скважины — это методы, используемые для минимизации потенциального притока или выброса из скважины, а также для поддержания контроля над скважиной в случае притока или выброса. Контроль скважин применяется при бурении, заканчивании скважин, ремонте скважин, ликвидации и ремонте скважин. Он включает меры, методы, процедуры и оборудование, такие как мониторинг потока жидкости, для обеспечения безопасного и экологически безопасного бурения, заканчивания, ликвидации и капитального ремонта, а также установку, ремонт, техническое обслуживание и эксплуатацию наземных и подводных скважин. оборудование. [1]

Обзор

Одной из проблем является растущее число правительственных постановлений и ограничений, налагаемых на нефтегазовую отрасль, частично в результате недавних, получивших широкую огласку инцидентов, связанных с контролем скважин.По этим и другим причинам важно, чтобы буровой персонал понимал принципы управления скважиной и процедуры, которым необходимо следовать, чтобы должным образом контролировать возможные выбросы.

Ключевые элементы, которые можно использовать для контроля ударов и предотвращения выбросов, основаны на работе специалиста по выбросам и кратко представлены ниже:

  • Быстро заткнуть колодец.
  • В случае сомнений выключите и обратитесь за помощью. Удары во время бурения возникают так же часто, как и при спуске из скважины.Многие небольшие удары ногами превращаются в большие выбросы из-за неправильного обращения.
  • Действуйте осторожно, чтобы избежать ошибок — не торопитесь, чтобы сделать все правильно с первого раза. У вас может не быть другой возможности сделать это правильно.

Контрольные процедуры

За прошедшие годы было разработано множество процедур контроля скважин. Некоторые использовали систематические подходы, в то время как другие основывались на логических, но, возможно, необоснованных принципах. Здесь будут представлены систематические подходы.

При концепции постоянного забойного давления общие давления (например,g., гидростатическое давление бурового раствора и давление в обсадной колонне) на забое скважины поддерживают на уровне, немного превышающем пластовое давление, чтобы предотвратить дальнейшие притоки пластовых флюидов в ствол скважины. И поскольку давление лишь немного превышает пластовое давление, возможность возникновения трещины и подземного выброса сводится к минимуму. Эту концепцию можно реализовать тремя способами:

  • Метод однократной циркуляции, или метод ожидания и взвешивания. После закрытия забойного бурового раствора взвесьте буровой раствор, чтобы убить плотность, а затем откачайте жидкость для выбрасывания за один цикл, используя глушильный раствор.(Другое название, часто применяемое к этому методу, — «метод инженера».)
  • Двухциркуляционный метод, или метод бурильщика. После закрытия выбрасывателя жидкость для выбрасывания откачивается из скважины до того, как плотность бурового раствора увеличится.
  • Параллельный метод. Перекачивание начинается сразу после закрытия пика и регистрации давления. Плотность бурового раствора увеличивается максимально быстро при откачке жидкости выброса из скважины.

При правильном применении каждый метод обеспечивает постоянное давление на забое скважины и не допускает дополнительного притока в скважину. Процедурные и теоретические различия делают одну процедуру более желательной, чем другие.

Одноциркуляционный метод

На рис. 1 изображен метод однократной циркуляции. В точке 1 давление в закрытой бурильной колонне используется для расчета забойного бурового раствора. Вес бурового раствора увеличивается, чтобы снизить плотность в приемной яме. По мере того, как глушильный раствор закачивается по бурильной трубе, статическое давление в бурильной трубе регулируется для линейного уменьшения до тех пор, пока в точке 2 давление в бурильной трубе не станет равным нулю.Тяжелый буровой раствор снизил давление в бурильной трубе. Точка 3 показывает, что начальное давление закачки в бурильной трубе составляет в сумме p sidp плюс давление глушения. При закачке глушильного раствора по трубе давление циркуляции снижается до тех пор, пока в точке 4 не останется только давление закачки. С момента, когда глушильный раствор находится на долоте и до тех пор, пока он не достигнет выкидной линии, штуцер используется для регулирования давления в бурильной трубе при конечном давлении циркуляции. Бурильщик следит за тем, чтобы насос продолжал работать на глухой скорости.

  • Рис. 1 — Статическое давление в бурильной трубе одноциркуляционного метода управления скважиной.

Двухциркуляционный метод

В двухциркуляционном методе обращение начинается сразу. Убивающая грязь не добавляется в первый тираж. Как видно из Рис. 2 , давление в бурильной трубе не будет уменьшаться во время первой циркуляции. Цель состоит в том, чтобы удалить выбросную жидкость из затрубного пространства.

  • Фиг.2 — Статическое давление в бурильной трубе двухциркуляционного метода управления скважиной.

Во второй циркуляции вес бурового раствора увеличивается, но вызывает снижение от начального давления закачки в точке 1 до конечного давления циркуляции в точке 2. Это давление поддерживается постоянным, пока затрубное пространство вытесняется глушильным раствором.

Параллельный метод

Этот метод труднее всего выполнить должным образом (см. Рис. 3 ). Как только толчок отключен и считываются значения давления, немедленно начинается откачка.Плотность бурового раствора увеличивается настолько быстро, насколько позволяют возможности буровой установки. Сложность заключается в определении плотности циркулирующего бурового раствора и его относительного положения в бурильной трубе. Поскольку это положение определяет давления в бурильной трубе, скорость снижения давления может быть не такой постоянной, как в двух других методах. Когда новая плотность достигает долота или заданная глубина, давление в бурильной трубе уменьшается на величину, равную гидростатическому давлению нового приращения веса бурового раствора. Когда бурильная труба вытесняется глушильным раствором, давление закачки поддерживается постоянным, пока глушильный раствор не достигнет выкидной линии.

  • Рис. 3 — Статическое давление в бурильной трубе параллельного метода.

Выбор наилучшего метода контроля скважины

Определение наилучшего метода управления скважиной для большинства ситуаций включает несколько соображений, включая время, необходимое для выполнения процедуры глушения, поверхностные давления от выброса, сложность относительно простоты реализации и скважинные напряжения, приложенные к пласту во время убийственный процесс. Все точки должны быть проанализированы, прежде чем можно будет выбрать процедуру. В следующем списке кратко изложено общее мнение отрасли относительно этих методов:

  • В большинстве случаев следует использовать метод однократной циркуляции.
  • Метод с двумя циркуляциями следует использовать, если имеется хороший башмак обсадной колонны и ожидается задержка с утяжелением системы.

Параллельный метод следует использовать только в редких случаях, например, при сильном толчке (1,5 фунта / галлон или больше) с большим притоком и потенциальной проблеме с развитием потери кровообращения.В этом случае производительность насоса должна быть минимальной, чтобы можно было постоянно поднимать вес. При анализе процедур глушения акцент делается на одно- и двухконтурные методы (т. Е. Метод ожидания и взвешивания и бурильщик ’ s соответственно). Проверка процедур покажет, что это противоположные подходы, в то время как параллельный метод находится где-то посередине.

Время

Для процедуры уничтожения необходимо учитывать два важных момента: начальное время ожидания и общее необходимое время.Первая проблема со временем — это количество, необходимое для увеличения плотности бурового раствора от первоначального веса до конечного забиваемого бурового раствора. Поскольку некоторых операторов очень беспокоит прихват трубы в это время, часто выбирается процедура контроля скважины, которая минимизирует начальное время ожидания. Это параллельный метод и метод двух циркуляций. В обеих процедурах закачка начинается сразу после регистрации давления закрытия.

Другим важным моментом является время, необходимое для выполнения всей процедуры. Рис. 1 показывает, что метод с одной циркуляцией требует одного полного вытеснения жидкости (т. Е. Внутри бурильной трубы и затрубного пространства), в то время как метод с двумя циркуляциями ( Рис. 2 ) требует, чтобы затрубное пространство было перемещено дважды, в дополнение к перемещению бурильной трубы. В определенных ситуациях дополнительное время для метода с двумя циркуляциями может быть значительным с точки зрения устойчивости ствола или износа превентора.

Поверхностное давление

В процессе глушения скважины поверхностные давления могут достигать угрожающих значений.Это может быть проблемой при расширении объема газа у поверхности. Важна процедура глушения с наименьшим поверхностным давлением, необходимым для уравновешивания забойного пластового давления.

Фиг. 4 и 5 показаны различные требования к давлению на поверхность для нескольких ситуаций толчка. Первое существенное отличие отмечается сразу после вытеснения бурильной трубы глушильным раствором. Величина необходимого давления в обсадной колонне начинает уменьшаться из-за увеличения гидростатического давления глушильного раствора во время однократной циркуляции.Это уменьшение не наблюдается в методе с двумя циркуляциями, поскольку в этой процедуре изначально не происходит циркуляция глушильного раствора. Фактически, в методе с двумя циркуляциями давление в обсадной колонне увеличивается по мере того, как расширение газового пузыря вытесняет буровой раствор из скважины.

  • Рис. 4 — Статические кольцевые давления для метода с одной циркуляцией по сравнению с методом с двумя циркуляциями в скважине длиной 10 000 футов.

  • Рис. 5 — Статическое давление в кольцевом пространстве для метода однократной циркуляции в зависимости отдвухциркуляционный метод в скважине 15000 футов.

Вторая разница в давлении возникает по мере приближения газа к поверхности. Процедура с двумя циркуляциями имеет более высокие давления в результате более низкой плотности исходного бурового раствора. Интересно отметить, что эти высокие давления в обсадной колонне, которые необходимы для незначительного подавления расширения газа, приводят к более позднему выходу газа на поверхность.

Сложность процедуры

Пригодность процесса частично зависит от простоты выполнения процедуры. Тот же принцип справедлив и для управления скважиной. Если процедуру убийства сложно понять и реализовать, ее надежность снижается.

Параллельный метод менее надежен из-за своей сложности. Для правильного выполнения этой процедуры давление в бурильной трубе должно быть уменьшено в соответствии с массой циркулирующего бурового раствора и его положением в трубе. Это означает, что бригада будет информировать оператора, когда закачивается новый груз бурового раствора, что оборудование буровой установки может поддерживать это увеличенное приращение нагрузки бурового раствора, и что положение груза бурового раствора в трубе может быть определено путем подсчета ходов насоса.Многие операторы полностью отказались от этого сложного метода.

Одно- и двухоборотные методы используются более широко из-за простоты их применения. В обеих процедурах давление в бурильной трубе остается постоянным в течение длительных интервалов времени. Кроме того, при перемещении бурильной трубы глушильным раствором снижение давления в бурильной трубе происходит практически по прямой линии, а не в шахматном порядке, как в параллельном методе ( рис. 3, ).

Забойные напряжения

Несмотря на то, что все соображения для выбора наилучшего метода важны, в первую очередь всегда следует обращать внимание на напряжения, воздействующие на стенку ствола скважины.Если вызванные толчком напряжения больше, чем может выдержать пласт, возникает искусственная трещина, создающая возможность подземного выброса. Процедура, которая создает наименьшее внутрискважинное напряжение при поддержании постоянного давления в зоне выброса, считается наиболее подходящей для безопасного глушения выброса.

Одним из способов измерения напряжений в скважине является использование «эквивалентного веса бурового раствора» или полного давления на глубине, преобразованного в фунт-метр / галлон веса бурового раствора. Например,

……………….. (1)

, где ρ e = эквивалентная масса бурового раствора, фунт / галлон.

Эквивалентные веса бурового раствора для систем в Рис. 4 и 5 представлены на рис. 6 и 7 . Метод с одной циркуляцией обеспечивает стабильно более низкие эквивалентные веса бурового раствора на протяжении всего процесса глушения после смещения бурильной трубы. Процедуры обычно показывают одинаковый максимальный эквивалентный вес бурового раствора. Они возникают с момента закрытия скважины до смещения бурильной трубы.

  • Рис. 6 — Сравнение эквивалентного веса бурового раствора для процедуры глушения с одной и двумя циркуляциями (удар 0,5 фунта / галлон на высоте 10 000 футов).

  • Рис. 7 — Сравнение эквивалентного веса бурового раствора для процедуры глушения с одной и двумя циркуляциями (удар 0,5 фунта / галлон на высоте 15 000 футов).

Фиг. Фиг.6 и 7 иллюстрируют важный принцип: максимальные напряжения возникают на очень ранних этапах циркуляции на большей глубине, а не в интервалах максимального давления в обсадной колонне.Максимальные возможности потери циркуляции не будут возникать в условиях газ-поверхность, что может показаться логичным. Если трещина не образуется при остановке, она, вероятно, не возникнет в течение оставшейся части процесса. Полное понимание этого поведения может успокоить операторов. ’ озабоченность по поводу разрыва пласта по мере приближения газа к поверхности.

Нетрадиционные методы контроля скважин

Было предпринято множество попыток разработать процедуры управления скважиной, основанные на принципах, отличных от концепции постоянного забойного давления.Эти процедуры могут быть основаны на конкретных проблемах, присущих геологической зоне. Одним из примеров являются пласты с низкой проницаемостью и высоким давлением, примыкающие к структурно слабым породам, которые не могут выдерживать гидростатическое давление глушения. Часто для преодоления проблемных ситуаций, возникающих из-за плохой конструкции скважины, используются нетрадиционные процедуры.

Номенклатура

D e = эквивалент глубины, фут
ρ e = эквивалентный вес бурового раствора, фунт / галлон
p Σ = полное давление, фунт / кв. Дюйм

Список литературы

  1. ↑ «Определение контроля скважины — Лексикон IADC.»IADC Lexicon. N.p., 23 апреля 2013 г.

См. Также

Переменные, влияющие на процедуры уничтожения

Контроль скважины однократным методом

PEH: Well_Control: _Procedures_and_Principles

«скважина + контроль» & fulltext = 1 Поиск контрольной скважины

Интересные статьи в OnePetro

A.C.V. Мартинс Лаге, Э. Накагава, A.G.D.P. Кордовил, 1994. Процедуры контроля скважин на глубоководных участках, Конференция по нефтяной инженерии SPE в Латинской Америке / Карибском бассейне, 27-29 апреля 1994 г., Буэнос-Айрес, Аргентина, 26952-MS, http: // dx.doi.org/10.2118/26952-MS

Bode, DJ, Noffke, RB, Nickens, HV 1991. Методы и практика управления скважинами в стволах скважин малого диаметра, Journal of Petroleum Technology Volume 43, Number 11, 19526-PA, http://dx.doi.org /10.2118/19526-PA

Внешние ссылки

Категория

Контроль скважин — PetroWiki

Контроль скважин и предотвращение выбросов стали особенно важными темами в отрасли добычи углеводородов по многим причинам. Среди этих причин — более высокие затраты на бурение, нерациональное использование природных ресурсов и возможные человеческие жертвы при выбросах и выбросах.

Определение

Контроль скважины — это методы, используемые для минимизации потенциального притока или выброса из скважины, а также для поддержания контроля над скважиной в случае притока или выброса. Контроль скважин применяется при бурении, заканчивании скважин, ремонте скважин, ликвидации и ремонте скважин. Он включает меры, методы, процедуры и оборудование, такие как мониторинг потока жидкости, для обеспечения безопасного и экологически безопасного бурения, заканчивания, ликвидации и капитального ремонта, а также установку, ремонт, техническое обслуживание и эксплуатацию наземных и подводных скважин. оборудование. [1]

Обзор

Одной из проблем является растущее число правительственных постановлений и ограничений, налагаемых на нефтегазовую отрасль, частично в результате недавних, получивших широкую огласку инцидентов, связанных с контролем скважин. По этим и другим причинам важно, чтобы буровой персонал понимал принципы управления скважиной и процедуры, которым необходимо следовать, чтобы должным образом контролировать возможные выбросы.

Ключевые элементы, которые можно использовать для контроля ударов и предотвращения выбросов, основаны на работе специалиста по выбросам и кратко представлены ниже:

  • Быстро заткнуть колодец.
  • В случае сомнений выключите и обратитесь за помощью. Удары во время бурения возникают так же часто, как и при спуске из скважины. Многие небольшие удары ногами превращаются в большие выбросы из-за неправильного обращения.
  • Действуйте осторожно, чтобы избежать ошибок — не торопитесь, чтобы сделать все правильно с первого раза. У вас может не быть другой возможности сделать это правильно.

Контрольные процедуры

За прошедшие годы было разработано множество процедур контроля скважин. Некоторые использовали систематические подходы, в то время как другие основывались на логических, но, возможно, необоснованных принципах. Здесь будут представлены систематические подходы.

При использовании концепции постоянного забойного давления полное давление (например, гидростатическое давление бурового раствора и давление в обсадной колонне) на забое скважины поддерживается на уровне, немного превышающем пластовое давление, чтобы предотвратить дальнейшие притоки пластовых флюидов в ствол скважины. И поскольку давление лишь немного превышает пластовое давление, возможность возникновения трещины и подземного выброса сводится к минимуму.Эту концепцию можно реализовать тремя способами:

  • Метод однократной циркуляции, или метод ожидания и взвешивания. После закрытия забойного бурового раствора взвесьте буровой раствор, чтобы убить плотность, а затем откачайте жидкость для выбрасывания за один цикл, используя глушильный раствор. (Другое название, часто применяемое к этому методу, — «метод инженера».)
  • Двухциркуляционный метод, или метод бурильщика. После закрытия выбрасывателя жидкость для выбрасывания откачивается из скважины до того, как плотность бурового раствора увеличится.
  • Параллельный метод.Перекачивание начинается сразу после закрытия пика и регистрации давления. Плотность бурового раствора увеличивается максимально быстро при откачке жидкости выброса из скважины.

При правильном применении каждый метод обеспечивает постоянное давление на забое скважины и не допускает дополнительного притока в скважину. Процедурные и теоретические различия делают одну процедуру более желательной, чем другие.

Одноциркуляционный метод

На рис. 1 изображен метод однократной циркуляции.В точке 1 давление в закрытой бурильной колонне используется для расчета забойного бурового раствора. Вес бурового раствора увеличивается, чтобы снизить плотность в приемной яме. По мере того, как глушильный раствор закачивается по бурильной трубе, статическое давление в бурильной трубе регулируется для линейного уменьшения до тех пор, пока в точке 2 давление в бурильной трубе не станет равным нулю. Тяжелый буровой раствор снизил давление в бурильной трубе. Точка 3 показывает, что начальное давление закачки в бурильной трубе составляет в сумме p sidp плюс давление глушения.При закачке глушильного раствора по трубе давление циркуляции снижается до тех пор, пока в точке 4 не останется только давление закачки. С момента, когда глушильный раствор находится на долоте и до тех пор, пока он не достигнет выкидной линии, штуцер используется для регулирования давления в бурильной трубе при конечном давлении циркуляции. Бурильщик следит за тем, чтобы насос продолжал работать на глухой скорости.

  • Рис. 1 — Статическое давление в бурильной трубе одноциркуляционного метода управления скважиной.

Двухциркуляционный метод

В двухциркуляционном методе обращение начинается сразу.Убивающая грязь не добавляется в первый тираж. Как видно из Рис. 2 , давление в бурильной трубе не будет уменьшаться во время первой циркуляции. Цель состоит в том, чтобы удалить выбросную жидкость из затрубного пространства.

  • Рис. 2 — Статическое давление в бурильной трубе двухциркуляционного метода управления скважиной.

Во второй циркуляции вес бурового раствора увеличивается, но вызывает снижение от начального давления закачки в точке 1 до конечного давления циркуляции в точке 2.Это давление поддерживается постоянным, пока затрубное пространство замещается глушильным раствором.

Параллельный метод

Этот метод труднее всего выполнить должным образом (см. Рис. 3 ). Как только толчок отключен и считываются значения давления, немедленно начинается откачка. Плотность бурового раствора увеличивается настолько быстро, насколько позволяют возможности буровой установки. Сложность заключается в определении плотности циркулирующего бурового раствора и его относительного положения в бурильной трубе. Поскольку это положение определяет давления в бурильной трубе, скорость снижения давления может быть не такой постоянной, как в двух других методах. Когда новая плотность достигает долота или заданная глубина, давление в бурильной трубе уменьшается на величину, равную гидростатическому давлению нового приращения веса бурового раствора. Когда бурильная труба вытесняется глушильным раствором, давление закачки поддерживается постоянным, пока глушильный раствор не достигнет выкидной линии.

  • Рис. 3 — Статическое давление в бурильной трубе параллельного метода.

Выбор наилучшего метода контроля скважины

Определение наилучшего метода управления скважиной для большинства ситуаций включает несколько соображений, включая время, необходимое для выполнения процедуры глушения, поверхностные давления от выброса, сложность относительно простоты реализации и скважинные напряжения, приложенные к пласту во время убийственный процесс.Все точки должны быть проанализированы, прежде чем можно будет выбрать процедуру. В следующем списке кратко изложено общее мнение отрасли относительно этих методов:

  • В большинстве случаев следует использовать метод однократной циркуляции.
  • Метод с двумя циркуляциями следует использовать, если имеется хороший башмак обсадной колонны и ожидается задержка с утяжелением системы.

Параллельный метод следует использовать только в редких случаях, например, при сильном толчке (1,5 фунта / галлон или больше) с большим притоком и потенциальной проблеме с развитием потери кровообращения.В этом случае производительность насоса должна быть минимальной, чтобы можно было постоянно поднимать вес. При анализе процедур глушения акцент делается на одно- и двухконтурные методы (т. Е. Метод ожидания и взвешивания и бурильщик ’ s соответственно). Проверка процедур покажет, что это противоположные подходы, в то время как параллельный метод находится где-то посередине.

Время

Для процедуры уничтожения необходимо учитывать два важных момента: начальное время ожидания и общее необходимое время.Первая проблема со временем — это количество, необходимое для увеличения плотности бурового раствора от первоначального веса до конечного забиваемого бурового раствора. Поскольку некоторых операторов очень беспокоит прихват трубы в это время, часто выбирается процедура контроля скважины, которая минимизирует начальное время ожидания. Это параллельный метод и метод двух циркуляций. В обеих процедурах закачка начинается сразу после регистрации давления закрытия.

Другим важным моментом является время, необходимое для выполнения всей процедуры. Рис. 1 показывает, что метод с одной циркуляцией требует одного полного вытеснения жидкости (т. Е. Внутри бурильной трубы и затрубного пространства), в то время как метод с двумя циркуляциями ( Рис. 2 ) требует, чтобы затрубное пространство было перемещено дважды, в дополнение к перемещению бурильной трубы. В определенных ситуациях дополнительное время для метода с двумя циркуляциями может быть значительным с точки зрения устойчивости ствола или износа превентора.

Поверхностное давление

В процессе глушения скважины поверхностные давления могут достигать угрожающих значений. Это может быть проблемой при расширении объема газа у поверхности. Важна процедура глушения с наименьшим поверхностным давлением, необходимым для уравновешивания забойного пластового давления.

Фиг. 4 и 5 показаны различные требования к давлению на поверхность для нескольких ситуаций толчка. Первое существенное отличие отмечается сразу после вытеснения бурильной трубы глушильным раствором. Величина необходимого давления в обсадной колонне начинает уменьшаться из-за увеличения гидростатического давления глушильного раствора во время однократной циркуляции.Это уменьшение не наблюдается в методе с двумя циркуляциями, поскольку в этой процедуре изначально не происходит циркуляция глушильного раствора. Фактически, в методе с двумя циркуляциями давление в обсадной колонне увеличивается по мере того, как расширение газового пузыря вытесняет буровой раствор из скважины.

  • Рис. 4 — Статические кольцевые давления для метода с одной циркуляцией по сравнению с методом с двумя циркуляциями в скважине длиной 10 000 футов.

  • Рис. 5 — Статическое давление в кольцевом пространстве для метода однократной циркуляции в зависимости отдвухциркуляционный метод в скважине 15000 футов.

Вторая разница в давлении возникает по мере приближения газа к поверхности. Процедура с двумя циркуляциями имеет более высокие давления в результате более низкой плотности исходного бурового раствора. Интересно отметить, что эти высокие давления в обсадной колонне, которые необходимы для незначительного подавления расширения газа, приводят к более позднему выходу газа на поверхность.

Сложность процедуры

Пригодность процесса частично зависит от простоты выполнения процедуры.Тот же принцип справедлив и для управления скважиной. Если процедуру убийства сложно понять и реализовать, ее надежность снижается.

Параллельный метод менее надежен из-за своей сложности. Для правильного выполнения этой процедуры давление в бурильной трубе должно быть уменьшено в соответствии с массой циркулирующего бурового раствора и его положением в трубе. Это означает, что бригада будет информировать оператора, когда закачивается новый груз бурового раствора, что оборудование буровой установки может поддерживать это увеличенное приращение нагрузки бурового раствора, и что положение груза бурового раствора в трубе может быть определено путем подсчета ходов насоса.Многие операторы полностью отказались от этого сложного метода.

Одно- и двухоборотные методы используются более широко из-за простоты их применения. В обеих процедурах давление в бурильной трубе остается постоянным в течение длительных интервалов времени. Кроме того, при перемещении бурильной трубы глушильным раствором снижение давления в бурильной трубе происходит практически по прямой линии, а не в шахматном порядке, как в параллельном методе ( рис. 3, ).

Забойные напряжения

Несмотря на то, что все соображения для выбора наилучшего метода важны, в первую очередь всегда следует обращать внимание на напряжения, воздействующие на стенку ствола скважины. Если вызванные толчком напряжения больше, чем может выдержать пласт, возникает искусственная трещина, создающая возможность подземного выброса. Процедура, которая создает наименьшее внутрискважинное напряжение при поддержании постоянного давления в зоне выброса, считается наиболее подходящей для безопасного глушения выброса.

Одним из способов измерения напряжений в скважине является использование «эквивалентного веса бурового раствора» или полного давления на глубине, преобразованного в фунт-метр / галлон веса бурового раствора. Например,

……………….. (1)

, где ρ e = эквивалентная масса бурового раствора, фунт / галлон.

Эквивалентные веса бурового раствора для систем в Рис. 4 и 5 представлены на рис. 6 и 7 . Метод с одной циркуляцией обеспечивает стабильно более низкие эквивалентные веса бурового раствора на протяжении всего процесса глушения после смещения бурильной трубы. Процедуры обычно показывают одинаковый максимальный эквивалентный вес бурового раствора. Они возникают с момента закрытия скважины до смещения бурильной трубы.

  • Рис. 6 — Сравнение эквивалентного веса бурового раствора для процедуры глушения с одной и двумя циркуляциями (удар 0,5 фунта / галлон на высоте 10 000 футов).

  • Рис. 7 — Сравнение эквивалентного веса бурового раствора для процедуры глушения с одной и двумя циркуляциями (удар 0,5 фунта / галлон на высоте 15 000 футов).

Фиг. Фиг.6 и 7 иллюстрируют важный принцип: максимальные напряжения возникают на очень ранних этапах циркуляции на большей глубине, а не в интервалах максимального давления в обсадной колонне.Максимальные возможности потери циркуляции не будут возникать в условиях газ-поверхность, что может показаться логичным. Если трещина не образуется при остановке, она, вероятно, не возникнет в течение оставшейся части процесса. Полное понимание этого поведения может успокоить операторов. ’ озабоченность по поводу разрыва пласта по мере приближения газа к поверхности.

Нетрадиционные методы контроля скважин

Было предпринято множество попыток разработать процедуры управления скважиной, основанные на принципах, отличных от концепции постоянного забойного давления.Эти процедуры могут быть основаны на конкретных проблемах, присущих геологической зоне. Одним из примеров являются пласты с низкой проницаемостью и высоким давлением, примыкающие к структурно слабым породам, которые не могут выдерживать гидростатическое давление глушения. Часто для преодоления проблемных ситуаций, возникающих из-за плохой конструкции скважины, используются нетрадиционные процедуры.

Номенклатура

D e = эквивалент глубины, фут
ρ e = эквивалентный вес бурового раствора, фунт / галлон
p Σ = полное давление, фунт / кв. Дюйм

Список литературы

  1. ↑ «Определение контроля скважины — Лексикон IADC.»IADC Lexicon. N.p., 23 апреля 2013 г.

См. Также

Переменные, влияющие на процедуры уничтожения

Контроль скважины однократным методом

PEH: Well_Control: _Procedures_and_Principles

«скважина + контроль» & fulltext = 1 Поиск контрольной скважины

Интересные статьи в OnePetro

A.C.V. Мартинс Лаге, Э. Накагава, A.G.D.P. Кордовил, 1994. Процедуры контроля скважин на глубоководных участках, Конференция по нефтяной инженерии SPE в Латинской Америке / Карибском бассейне, 27-29 апреля 1994 г., Буэнос-Айрес, Аргентина, 26952-MS, http: // dx.doi.org/10.2118/26952-MS

Bode, DJ, Noffke, RB, Nickens, HV 1991. Методы и практика управления скважинами в стволах скважин малого диаметра, Journal of Petroleum Technology Volume 43, Number 11, 19526-PA, http://dx.doi.org /10.2118/19526-PA

Внешние ссылки

Категория

Контроль скважин — PetroWiki

Контроль скважин и предотвращение выбросов стали особенно важными темами в отрасли добычи углеводородов по многим причинам. Среди этих причин — более высокие затраты на бурение, нерациональное использование природных ресурсов и возможные человеческие жертвы при выбросах и выбросах.

Определение

Контроль скважины — это методы, используемые для минимизации потенциального притока или выброса из скважины, а также для поддержания контроля над скважиной в случае притока или выброса. Контроль скважин применяется при бурении, заканчивании скважин, ремонте скважин, ликвидации и ремонте скважин. Он включает меры, методы, процедуры и оборудование, такие как мониторинг потока жидкости, для обеспечения безопасного и экологически безопасного бурения, заканчивания, ликвидации и капитального ремонта, а также установку, ремонт, техническое обслуживание и эксплуатацию наземных и подводных скважин. оборудование. [1]

Обзор

Одной из проблем является растущее число правительственных постановлений и ограничений, налагаемых на нефтегазовую отрасль, частично в результате недавних, получивших широкую огласку инцидентов, связанных с контролем скважин. По этим и другим причинам важно, чтобы буровой персонал понимал принципы управления скважиной и процедуры, которым необходимо следовать, чтобы должным образом контролировать возможные выбросы.

Ключевые элементы, которые можно использовать для контроля ударов и предотвращения выбросов, основаны на работе специалиста по выбросам и кратко представлены ниже:

  • Быстро заткнуть колодец.
  • В случае сомнений выключите и обратитесь за помощью. Удары во время бурения возникают так же часто, как и при спуске из скважины. Многие небольшие удары ногами превращаются в большие выбросы из-за неправильного обращения.
  • Действуйте осторожно, чтобы избежать ошибок — не торопитесь, чтобы сделать все правильно с первого раза. У вас может не быть другой возможности сделать это правильно.

Контрольные процедуры

За прошедшие годы было разработано множество процедур контроля скважин. Некоторые использовали систематические подходы, в то время как другие основывались на логических, но, возможно, необоснованных принципах. Здесь будут представлены систематические подходы.

При использовании концепции постоянного забойного давления полное давление (например, гидростатическое давление бурового раствора и давление в обсадной колонне) на забое скважины поддерживается на уровне, немного превышающем пластовое давление, чтобы предотвратить дальнейшие притоки пластовых флюидов в ствол скважины. И поскольку давление лишь немного превышает пластовое давление, возможность возникновения трещины и подземного выброса сводится к минимуму.Эту концепцию можно реализовать тремя способами:

  • Метод однократной циркуляции, или метод ожидания и взвешивания. После закрытия забойного бурового раствора взвесьте буровой раствор, чтобы убить плотность, а затем откачайте жидкость для выбрасывания за один цикл, используя глушильный раствор. (Другое название, часто применяемое к этому методу, — «метод инженера».)
  • Двухциркуляционный метод, или метод бурильщика. После закрытия выбрасывателя жидкость для выбрасывания откачивается из скважины до того, как плотность бурового раствора увеличится.
  • Параллельный метод.Перекачивание начинается сразу после закрытия пика и регистрации давления. Плотность бурового раствора увеличивается максимально быстро при откачке жидкости выброса из скважины.

При правильном применении каждый метод обеспечивает постоянное давление на забое скважины и не допускает дополнительного притока в скважину. Процедурные и теоретические различия делают одну процедуру более желательной, чем другие.

Одноциркуляционный метод

На рис. 1 изображен метод однократной циркуляции.В точке 1 давление в закрытой бурильной колонне используется для расчета забойного бурового раствора. Вес бурового раствора увеличивается, чтобы снизить плотность в приемной яме. По мере того, как глушильный раствор закачивается по бурильной трубе, статическое давление в бурильной трубе регулируется для линейного уменьшения до тех пор, пока в точке 2 давление в бурильной трубе не станет равным нулю. Тяжелый буровой раствор снизил давление в бурильной трубе. Точка 3 показывает, что начальное давление закачки в бурильной трубе составляет в сумме p sidp плюс давление глушения.При закачке глушильного раствора по трубе давление циркуляции снижается до тех пор, пока в точке 4 не останется только давление закачки. С момента, когда глушильный раствор находится на долоте и до тех пор, пока он не достигнет выкидной линии, штуцер используется для регулирования давления в бурильной трубе при конечном давлении циркуляции. Бурильщик следит за тем, чтобы насос продолжал работать на глухой скорости.

  • Рис. 1 — Статическое давление в бурильной трубе одноциркуляционного метода управления скважиной.

Двухциркуляционный метод

В двухциркуляционном методе обращение начинается сразу.Убивающая грязь не добавляется в первый тираж. Как видно из Рис. 2 , давление в бурильной трубе не будет уменьшаться во время первой циркуляции. Цель состоит в том, чтобы удалить выбросную жидкость из затрубного пространства.

  • Рис. 2 — Статическое давление в бурильной трубе двухциркуляционного метода управления скважиной.

Во второй циркуляции вес бурового раствора увеличивается, но вызывает снижение от начального давления закачки в точке 1 до конечного давления циркуляции в точке 2.Это давление поддерживается постоянным, пока затрубное пространство замещается глушильным раствором.

Параллельный метод

Этот метод труднее всего выполнить должным образом (см. Рис. 3 ). Как только толчок отключен и считываются значения давления, немедленно начинается откачка. Плотность бурового раствора увеличивается настолько быстро, насколько позволяют возможности буровой установки. Сложность заключается в определении плотности циркулирующего бурового раствора и его относительного положения в бурильной трубе. Поскольку это положение определяет давления в бурильной трубе, скорость снижения давления может быть не такой постоянной, как в двух других методах. Когда новая плотность достигает долота или заданная глубина, давление в бурильной трубе уменьшается на величину, равную гидростатическому давлению нового приращения веса бурового раствора. Когда бурильная труба вытесняется глушильным раствором, давление закачки поддерживается постоянным, пока глушильный раствор не достигнет выкидной линии.

  • Рис. 3 — Статическое давление в бурильной трубе параллельного метода.

Выбор наилучшего метода контроля скважины

Определение наилучшего метода управления скважиной для большинства ситуаций включает несколько соображений, включая время, необходимое для выполнения процедуры глушения, поверхностные давления от выброса, сложность относительно простоты реализации и скважинные напряжения, приложенные к пласту во время убийственный процесс.Все точки должны быть проанализированы, прежде чем можно будет выбрать процедуру. В следующем списке кратко изложено общее мнение отрасли относительно этих методов:

  • В большинстве случаев следует использовать метод однократной циркуляции.
  • Метод с двумя циркуляциями следует использовать, если имеется хороший башмак обсадной колонны и ожидается задержка с утяжелением системы.

Параллельный метод следует использовать только в редких случаях, например, при сильном толчке (1,5 фунта / галлон или больше) с большим притоком и потенциальной проблеме с развитием потери кровообращения.В этом случае производительность насоса должна быть минимальной, чтобы можно было постоянно поднимать вес. При анализе процедур глушения акцент делается на одно- и двухконтурные методы (т. Е. Метод ожидания и взвешивания и бурильщик ’ s соответственно). Проверка процедур покажет, что это противоположные подходы, в то время как параллельный метод находится где-то посередине.

Время

Для процедуры уничтожения необходимо учитывать два важных момента: начальное время ожидания и общее необходимое время.Первая проблема со временем — это количество, необходимое для увеличения плотности бурового раствора от первоначального веса до конечного забиваемого бурового раствора. Поскольку некоторых операторов очень беспокоит прихват трубы в это время, часто выбирается процедура контроля скважины, которая минимизирует начальное время ожидания. Это параллельный метод и метод двух циркуляций. В обеих процедурах закачка начинается сразу после регистрации давления закрытия.

Другим важным моментом является время, необходимое для выполнения всей процедуры. Рис. 1 показывает, что метод с одной циркуляцией требует одного полного вытеснения жидкости (т. Е. Внутри бурильной трубы и затрубного пространства), в то время как метод с двумя циркуляциями ( Рис. 2 ) требует, чтобы затрубное пространство было перемещено дважды, в дополнение к перемещению бурильной трубы. В определенных ситуациях дополнительное время для метода с двумя циркуляциями может быть значительным с точки зрения устойчивости ствола или износа превентора.

Поверхностное давление

В процессе глушения скважины поверхностные давления могут достигать угрожающих значений. Это может быть проблемой при расширении объема газа у поверхности. Важна процедура глушения с наименьшим поверхностным давлением, необходимым для уравновешивания забойного пластового давления.

Фиг. 4 и 5 показаны различные требования к давлению на поверхность для нескольких ситуаций толчка. Первое существенное отличие отмечается сразу после вытеснения бурильной трубы глушильным раствором. Величина необходимого давления в обсадной колонне начинает уменьшаться из-за увеличения гидростатического давления глушильного раствора во время однократной циркуляции.Это уменьшение не наблюдается в методе с двумя циркуляциями, поскольку в этой процедуре изначально не происходит циркуляция глушильного раствора. Фактически, в методе с двумя циркуляциями давление в обсадной колонне увеличивается по мере того, как расширение газового пузыря вытесняет буровой раствор из скважины.

  • Рис. 4 — Статические кольцевые давления для метода с одной циркуляцией по сравнению с методом с двумя циркуляциями в скважине длиной 10 000 футов.

  • Рис. 5 — Статическое давление в кольцевом пространстве для метода однократной циркуляции в зависимости отдвухциркуляционный метод в скважине 15000 футов.

Вторая разница в давлении возникает по мере приближения газа к поверхности. Процедура с двумя циркуляциями имеет более высокие давления в результате более низкой плотности исходного бурового раствора. Интересно отметить, что эти высокие давления в обсадной колонне, которые необходимы для незначительного подавления расширения газа, приводят к более позднему выходу газа на поверхность.

Сложность процедуры

Пригодность процесса частично зависит от простоты выполнения процедуры.Тот же принцип справедлив и для управления скважиной. Если процедуру убийства сложно понять и реализовать, ее надежность снижается.

Параллельный метод менее надежен из-за своей сложности. Для правильного выполнения этой процедуры давление в бурильной трубе должно быть уменьшено в соответствии с массой циркулирующего бурового раствора и его положением в трубе. Это означает, что бригада будет информировать оператора, когда закачивается новый груз бурового раствора, что оборудование буровой установки может поддерживать это увеличенное приращение нагрузки бурового раствора, и что положение груза бурового раствора в трубе может быть определено путем подсчета ходов насоса.Многие операторы полностью отказались от этого сложного метода.

Одно- и двухоборотные методы используются более широко из-за простоты их применения. В обеих процедурах давление в бурильной трубе остается постоянным в течение длительных интервалов времени. Кроме того, при перемещении бурильной трубы глушильным раствором снижение давления в бурильной трубе происходит практически по прямой линии, а не в шахматном порядке, как в параллельном методе ( рис. 3, ).

Забойные напряжения

Несмотря на то, что все соображения для выбора наилучшего метода важны, в первую очередь всегда следует обращать внимание на напряжения, воздействующие на стенку ствола скважины. Если вызванные толчком напряжения больше, чем может выдержать пласт, возникает искусственная трещина, создающая возможность подземного выброса. Процедура, которая создает наименьшее внутрискважинное напряжение при поддержании постоянного давления в зоне выброса, считается наиболее подходящей для безопасного глушения выброса.

Одним из способов измерения напряжений в скважине является использование «эквивалентного веса бурового раствора» или полного давления на глубине, преобразованного в фунт-метр / галлон веса бурового раствора. Например,

……………….. (1)

, где ρ e = эквивалентная масса бурового раствора, фунт / галлон.

Эквивалентные веса бурового раствора для систем в Рис. 4 и 5 представлены на рис. 6 и 7 . Метод с одной циркуляцией обеспечивает стабильно более низкие эквивалентные веса бурового раствора на протяжении всего процесса глушения после смещения бурильной трубы. Процедуры обычно показывают одинаковый максимальный эквивалентный вес бурового раствора. Они возникают с момента закрытия скважины до смещения бурильной трубы.

  • Рис. 6 — Сравнение эквивалентного веса бурового раствора для процедуры глушения с одной и двумя циркуляциями (удар 0,5 фунта / галлон на высоте 10 000 футов).

  • Рис. 7 — Сравнение эквивалентного веса бурового раствора для процедуры глушения с одной и двумя циркуляциями (удар 0,5 фунта / галлон на высоте 15 000 футов).

Фиг. Фиг.6 и 7 иллюстрируют важный принцип: максимальные напряжения возникают на очень ранних этапах циркуляции на большей глубине, а не в интервалах максимального давления в обсадной колонне.Максимальные возможности потери циркуляции не будут возникать в условиях газ-поверхность, что может показаться логичным. Если трещина не образуется при остановке, она, вероятно, не возникнет в течение оставшейся части процесса. Полное понимание этого поведения может успокоить операторов. ’ озабоченность по поводу разрыва пласта по мере приближения газа к поверхности.

Нетрадиционные методы контроля скважин

Было предпринято множество попыток разработать процедуры управления скважиной, основанные на принципах, отличных от концепции постоянного забойного давления.Эти процедуры могут быть основаны на конкретных проблемах, присущих геологической зоне. Одним из примеров являются пласты с низкой проницаемостью и высоким давлением, примыкающие к структурно слабым породам, которые не могут выдерживать гидростатическое давление глушения. Часто для преодоления проблемных ситуаций, возникающих из-за плохой конструкции скважины, используются нетрадиционные процедуры.

Номенклатура

D e = эквивалент глубины, фут
ρ e = эквивалентный вес бурового раствора, фунт / галлон
p Σ = полное давление, фунт / кв. Дюйм

Список литературы

  1. ↑ «Определение контроля скважины — Лексикон IADC.»IADC Lexicon. N.p., 23 апреля 2013 г.

См. Также

Переменные, влияющие на процедуры уничтожения

Контроль скважины однократным методом

PEH: Well_Control: _Procedures_and_Principles

«скважина + контроль» & fulltext = 1 Поиск контрольной скважины

Интересные статьи в OnePetro

A.C.V. Мартинс Лаге, Э. Накагава, A.G.D.P. Кордовил, 1994. Процедуры контроля скважин на глубоководных участках, Конференция по нефтяной инженерии SPE в Латинской Америке / Карибском бассейне, 27-29 апреля 1994 г., Буэнос-Айрес, Аргентина, 26952-MS, http: // dx.doi.org/10.2118/26952-MS

Bode, DJ, Noffke, RB, Nickens, HV 1991. Методы и практика управления скважинами в стволах скважин малого диаметра, Journal of Petroleum Technology Volume 43, Number 11, 19526-PA, http://dx.doi.org /10.2118/19526-PA

Внешние ссылки

Категория

Контроль скважин — PetroWiki

Контроль скважин и предотвращение выбросов стали особенно важными темами в отрасли добычи углеводородов по многим причинам. Среди этих причин — более высокие затраты на бурение, нерациональное использование природных ресурсов и возможные человеческие жертвы при выбросах и выбросах.

Определение

Контроль скважины — это методы, используемые для минимизации потенциального притока или выброса из скважины, а также для поддержания контроля над скважиной в случае притока или выброса. Контроль скважин применяется при бурении, заканчивании скважин, ремонте скважин, ликвидации и ремонте скважин. Он включает меры, методы, процедуры и оборудование, такие как мониторинг потока жидкости, для обеспечения безопасного и экологически безопасного бурения, заканчивания, ликвидации и капитального ремонта, а также установку, ремонт, техническое обслуживание и эксплуатацию наземных и подводных скважин. оборудование. [1]

Обзор

Одной из проблем является растущее число правительственных постановлений и ограничений, налагаемых на нефтегазовую отрасль, частично в результате недавних, получивших широкую огласку инцидентов, связанных с контролем скважин. По этим и другим причинам важно, чтобы буровой персонал понимал принципы управления скважиной и процедуры, которым необходимо следовать, чтобы должным образом контролировать возможные выбросы.

Ключевые элементы, которые можно использовать для контроля ударов и предотвращения выбросов, основаны на работе специалиста по выбросам и кратко представлены ниже:

  • Быстро заткнуть колодец.
  • В случае сомнений выключите и обратитесь за помощью. Удары во время бурения возникают так же часто, как и при спуске из скважины. Многие небольшие удары ногами превращаются в большие выбросы из-за неправильного обращения.
  • Действуйте осторожно, чтобы избежать ошибок — не торопитесь, чтобы сделать все правильно с первого раза. У вас может не быть другой возможности сделать это правильно.

Контрольные процедуры

За прошедшие годы было разработано множество процедур контроля скважин. Некоторые использовали систематические подходы, в то время как другие основывались на логических, но, возможно, необоснованных принципах. Здесь будут представлены систематические подходы.

При использовании концепции постоянного забойного давления полное давление (например, гидростатическое давление бурового раствора и давление в обсадной колонне) на забое скважины поддерживается на уровне, немного превышающем пластовое давление, чтобы предотвратить дальнейшие притоки пластовых флюидов в ствол скважины. И поскольку давление лишь немного превышает пластовое давление, возможность возникновения трещины и подземного выброса сводится к минимуму.Эту концепцию можно реализовать тремя способами:

  • Метод однократной циркуляции, или метод ожидания и взвешивания. После закрытия забойного бурового раствора взвесьте буровой раствор, чтобы убить плотность, а затем откачайте жидкость для выбрасывания за один цикл, используя глушильный раствор. (Другое название, часто применяемое к этому методу, — «метод инженера».)
  • Двухциркуляционный метод, или метод бурильщика. После закрытия выбрасывателя жидкость для выбрасывания откачивается из скважины до того, как плотность бурового раствора увеличится.
  • Параллельный метод.Перекачивание начинается сразу после закрытия пика и регистрации давления. Плотность бурового раствора увеличивается максимально быстро при откачке жидкости выброса из скважины.

При правильном применении каждый метод обеспечивает постоянное давление на забое скважины и не допускает дополнительного притока в скважину. Процедурные и теоретические различия делают одну процедуру более желательной, чем другие.

Одноциркуляционный метод

На рис. 1 изображен метод однократной циркуляции.В точке 1 давление в закрытой бурильной колонне используется для расчета забойного бурового раствора. Вес бурового раствора увеличивается, чтобы снизить плотность в приемной яме. По мере того, как глушильный раствор закачивается по бурильной трубе, статическое давление в бурильной трубе регулируется для линейного уменьшения до тех пор, пока в точке 2 давление в бурильной трубе не станет равным нулю. Тяжелый буровой раствор снизил давление в бурильной трубе. Точка 3 показывает, что начальное давление закачки в бурильной трубе составляет в сумме p sidp плюс давление глушения.При закачке глушильного раствора по трубе давление циркуляции снижается до тех пор, пока в точке 4 не останется только давление закачки. С момента, когда глушильный раствор находится на долоте и до тех пор, пока он не достигнет выкидной линии, штуцер используется для регулирования давления в бурильной трубе при конечном давлении циркуляции. Бурильщик следит за тем, чтобы насос продолжал работать на глухой скорости.

  • Рис. 1 — Статическое давление в бурильной трубе одноциркуляционного метода управления скважиной.

Двухциркуляционный метод

В двухциркуляционном методе обращение начинается сразу.Убивающая грязь не добавляется в первый тираж. Как видно из Рис. 2 , давление в бурильной трубе не будет уменьшаться во время первой циркуляции. Цель состоит в том, чтобы удалить выбросную жидкость из затрубного пространства.

  • Рис. 2 — Статическое давление в бурильной трубе двухциркуляционного метода управления скважиной.

Во второй циркуляции вес бурового раствора увеличивается, но вызывает снижение от начального давления закачки в точке 1 до конечного давления циркуляции в точке 2.Это давление поддерживается постоянным, пока затрубное пространство замещается глушильным раствором.

Параллельный метод

Этот метод труднее всего выполнить должным образом (см. Рис. 3 ). Как только толчок отключен и считываются значения давления, немедленно начинается откачка. Плотность бурового раствора увеличивается настолько быстро, насколько позволяют возможности буровой установки. Сложность заключается в определении плотности циркулирующего бурового раствора и его относительного положения в бурильной трубе. Поскольку это положение определяет давления в бурильной трубе, скорость снижения давления может быть не такой постоянной, как в двух других методах. Когда новая плотность достигает долота или заданная глубина, давление в бурильной трубе уменьшается на величину, равную гидростатическому давлению нового приращения веса бурового раствора. Когда бурильная труба вытесняется глушильным раствором, давление закачки поддерживается постоянным, пока глушильный раствор не достигнет выкидной линии.

  • Рис. 3 — Статическое давление в бурильной трубе параллельного метода.

Выбор наилучшего метода контроля скважины

Определение наилучшего метода управления скважиной для большинства ситуаций включает несколько соображений, включая время, необходимое для выполнения процедуры глушения, поверхностные давления от выброса, сложность относительно простоты реализации и скважинные напряжения, приложенные к пласту во время убийственный процесс.Все точки должны быть проанализированы, прежде чем можно будет выбрать процедуру. В следующем списке кратко изложено общее мнение отрасли относительно этих методов:

  • В большинстве случаев следует использовать метод однократной циркуляции.
  • Метод с двумя циркуляциями следует использовать, если имеется хороший башмак обсадной колонны и ожидается задержка с утяжелением системы.

Параллельный метод следует использовать только в редких случаях, например, при сильном толчке (1,5 фунта / галлон или больше) с большим притоком и потенциальной проблеме с развитием потери кровообращения.В этом случае производительность насоса должна быть минимальной, чтобы можно было постоянно поднимать вес. При анализе процедур глушения акцент делается на одно- и двухконтурные методы (т. Е. Метод ожидания и взвешивания и бурильщик ’ s соответственно). Проверка процедур покажет, что это противоположные подходы, в то время как параллельный метод находится где-то посередине.

Время

Для процедуры уничтожения необходимо учитывать два важных момента: начальное время ожидания и общее необходимое время.Первая проблема со временем — это количество, необходимое для увеличения плотности бурового раствора от первоначального веса до конечного забиваемого бурового раствора. Поскольку некоторых операторов очень беспокоит прихват трубы в это время, часто выбирается процедура контроля скважины, которая минимизирует начальное время ожидания. Это параллельный метод и метод двух циркуляций. В обеих процедурах закачка начинается сразу после регистрации давления закрытия.

Другим важным моментом является время, необходимое для выполнения всей процедуры. Рис. 1 показывает, что метод с одной циркуляцией требует одного полного вытеснения жидкости (т. Е. Внутри бурильной трубы и затрубного пространства), в то время как метод с двумя циркуляциями ( Рис. 2 ) требует, чтобы затрубное пространство было перемещено дважды, в дополнение к перемещению бурильной трубы. В определенных ситуациях дополнительное время для метода с двумя циркуляциями может быть значительным с точки зрения устойчивости ствола или износа превентора.

Поверхностное давление

В процессе глушения скважины поверхностные давления могут достигать угрожающих значений. Это может быть проблемой при расширении объема газа у поверхности. Важна процедура глушения с наименьшим поверхностным давлением, необходимым для уравновешивания забойного пластового давления.

Фиг. 4 и 5 показаны различные требования к давлению на поверхность для нескольких ситуаций толчка. Первое существенное отличие отмечается сразу после вытеснения бурильной трубы глушильным раствором. Величина необходимого давления в обсадной колонне начинает уменьшаться из-за увеличения гидростатического давления глушильного раствора во время однократной циркуляции.Это уменьшение не наблюдается в методе с двумя циркуляциями, поскольку в этой процедуре изначально не происходит циркуляция глушильного раствора. Фактически, в методе с двумя циркуляциями давление в обсадной колонне увеличивается по мере того, как расширение газового пузыря вытесняет буровой раствор из скважины.

  • Рис. 4 — Статические кольцевые давления для метода с одной циркуляцией по сравнению с методом с двумя циркуляциями в скважине длиной 10 000 футов.

  • Рис. 5 — Статическое давление в кольцевом пространстве для метода однократной циркуляции в зависимости отдвухциркуляционный метод в скважине 15000 футов.

Вторая разница в давлении возникает по мере приближения газа к поверхности. Процедура с двумя циркуляциями имеет более высокие давления в результате более низкой плотности исходного бурового раствора. Интересно отметить, что эти высокие давления в обсадной колонне, которые необходимы для незначительного подавления расширения газа, приводят к более позднему выходу газа на поверхность.

Сложность процедуры

Пригодность процесса частично зависит от простоты выполнения процедуры.Тот же принцип справедлив и для управления скважиной. Если процедуру убийства сложно понять и реализовать, ее надежность снижается.

Параллельный метод менее надежен из-за своей сложности. Для правильного выполнения этой процедуры давление в бурильной трубе должно быть уменьшено в соответствии с массой циркулирующего бурового раствора и его положением в трубе. Это означает, что бригада будет информировать оператора, когда закачивается новый груз бурового раствора, что оборудование буровой установки может поддерживать это увеличенное приращение нагрузки бурового раствора, и что положение груза бурового раствора в трубе может быть определено путем подсчета ходов насоса.Многие операторы полностью отказались от этого сложного метода.

Одно- и двухоборотные методы используются более широко из-за простоты их применения. В обеих процедурах давление в бурильной трубе остается постоянным в течение длительных интервалов времени. Кроме того, при перемещении бурильной трубы глушильным раствором снижение давления в бурильной трубе происходит практически по прямой линии, а не в шахматном порядке, как в параллельном методе ( рис. 3, ).

Забойные напряжения

Несмотря на то, что все соображения для выбора наилучшего метода важны, в первую очередь всегда следует обращать внимание на напряжения, воздействующие на стенку ствола скважины. Если вызванные толчком напряжения больше, чем может выдержать пласт, возникает искусственная трещина, создающая возможность подземного выброса. Процедура, которая создает наименьшее внутрискважинное напряжение при поддержании постоянного давления в зоне выброса, считается наиболее подходящей для безопасного глушения выброса.

Одним из способов измерения напряжений в скважине является использование «эквивалентного веса бурового раствора» или полного давления на глубине, преобразованного в фунт-метр / галлон веса бурового раствора. Например,

……………….. (1)

, где ρ e = эквивалентная масса бурового раствора, фунт / галлон.

Эквивалентные веса бурового раствора для систем в Рис. 4 и 5 представлены на рис. 6 и 7 . Метод с одной циркуляцией обеспечивает стабильно более низкие эквивалентные веса бурового раствора на протяжении всего процесса глушения после смещения бурильной трубы. Процедуры обычно показывают одинаковый максимальный эквивалентный вес бурового раствора. Они возникают с момента закрытия скважины до смещения бурильной трубы.

  • Рис. 6 — Сравнение эквивалентного веса бурового раствора для процедуры глушения с одной и двумя циркуляциями (удар 0,5 фунта / галлон на высоте 10 000 футов).

  • Рис. 7 — Сравнение эквивалентного веса бурового раствора для процедуры глушения с одной и двумя циркуляциями (удар 0,5 фунта / галлон на высоте 15 000 футов).

Фиг. Фиг.6 и 7 иллюстрируют важный принцип: максимальные напряжения возникают на очень ранних этапах циркуляции на большей глубине, а не в интервалах максимального давления в обсадной колонне.Максимальные возможности потери циркуляции не будут возникать в условиях газ-поверхность, что может показаться логичным. Если трещина не образуется при остановке, она, вероятно, не возникнет в течение оставшейся части процесса. Полное понимание этого поведения может успокоить операторов. ’ озабоченность по поводу разрыва пласта по мере приближения газа к поверхности.

Нетрадиционные методы контроля скважин

Было предпринято множество попыток разработать процедуры управления скважиной, основанные на принципах, отличных от концепции постоянного забойного давления.Эти процедуры могут быть основаны на конкретных проблемах, присущих геологической зоне. Одним из примеров являются пласты с низкой проницаемостью и высоким давлением, примыкающие к структурно слабым породам, которые не могут выдерживать гидростатическое давление глушения. Часто для преодоления проблемных ситуаций, возникающих из-за плохой конструкции скважины, используются нетрадиционные процедуры.

Номенклатура

D e = эквивалент глубины, фут
ρ e = эквивалентный вес бурового раствора, фунт / галлон
p Σ = полное давление, фунт / кв. Дюйм

Список литературы

  1. ↑ «Определение контроля скважины — Лексикон IADC.»IADC Lexicon. N.p., 23 апреля 2013 г.

См. Также

Переменные, влияющие на процедуры уничтожения

Контроль скважины однократным методом

PEH: Well_Control: _Procedures_and_Principles

«скважина + контроль» & fulltext = 1 Поиск контрольной скважины

Интересные статьи в OnePetro

A.C.V. Мартинс Лаге, Э. Накагава, A.G.D.P. Кордовил, 1994. Процедуры контроля скважин на глубоководных участках, Конференция по нефтяной инженерии SPE в Латинской Америке / Карибском бассейне, 27-29 апреля 1994 г., Буэнос-Айрес, Аргентина, 26952-MS, http: // dx.doi.org/10.2118/26952-MS

Bode, DJ, Noffke, RB, Nickens, HV 1991. Методы и практика управления скважинами в стволах скважин малого диаметра, Journal of Petroleum Technology Volume 43, Number 11, 19526-PA, http://dx.doi.org /10.2118/19526-PA

Внешние ссылки

Категория

Контроль скважин — PetroWiki

Контроль скважин и предотвращение выбросов стали особенно важными темами в отрасли добычи углеводородов по многим причинам. Среди этих причин — более высокие затраты на бурение, нерациональное использование природных ресурсов и возможные человеческие жертвы при выбросах и выбросах.

Определение

Контроль скважины — это методы, используемые для минимизации потенциального притока или выброса из скважины, а также для поддержания контроля над скважиной в случае притока или выброса. Контроль скважин применяется при бурении, заканчивании скважин, ремонте скважин, ликвидации и ремонте скважин. Он включает меры, методы, процедуры и оборудование, такие как мониторинг потока жидкости, для обеспечения безопасного и экологически безопасного бурения, заканчивания, ликвидации и капитального ремонта, а также установку, ремонт, техническое обслуживание и эксплуатацию наземных и подводных скважин. оборудование. [1]

Обзор

Одной из проблем является растущее число правительственных постановлений и ограничений, налагаемых на нефтегазовую отрасль, частично в результате недавних, получивших широкую огласку инцидентов, связанных с контролем скважин. По этим и другим причинам важно, чтобы буровой персонал понимал принципы управления скважиной и процедуры, которым необходимо следовать, чтобы должным образом контролировать возможные выбросы.

Ключевые элементы, которые можно использовать для контроля ударов и предотвращения выбросов, основаны на работе специалиста по выбросам и кратко представлены ниже:

  • Быстро заткнуть колодец.
  • В случае сомнений выключите и обратитесь за помощью. Удары во время бурения возникают так же часто, как и при спуске из скважины. Многие небольшие удары ногами превращаются в большие выбросы из-за неправильного обращения.
  • Действуйте осторожно, чтобы избежать ошибок — не торопитесь, чтобы сделать все правильно с первого раза. У вас может не быть другой возможности сделать это правильно.

Контрольные процедуры

За прошедшие годы было разработано множество процедур контроля скважин. Некоторые использовали систематические подходы, в то время как другие основывались на логических, но, возможно, необоснованных принципах. Здесь будут представлены систематические подходы.

При использовании концепции постоянного забойного давления полное давление (например, гидростатическое давление бурового раствора и давление в обсадной колонне) на забое скважины поддерживается на уровне, немного превышающем пластовое давление, чтобы предотвратить дальнейшие притоки пластовых флюидов в ствол скважины. И поскольку давление лишь немного превышает пластовое давление, возможность возникновения трещины и подземного выброса сводится к минимуму.Эту концепцию можно реализовать тремя способами:

  • Метод однократной циркуляции, или метод ожидания и взвешивания. После закрытия забойного бурового раствора взвесьте буровой раствор, чтобы убить плотность, а затем откачайте жидкость для выбрасывания за один цикл, используя глушильный раствор. (Другое название, часто применяемое к этому методу, — «метод инженера».)
  • Двухциркуляционный метод, или метод бурильщика. После закрытия выбрасывателя жидкость для выбрасывания откачивается из скважины до того, как плотность бурового раствора увеличится.
  • Параллельный метод.Перекачивание начинается сразу после закрытия пика и регистрации давления. Плотность бурового раствора увеличивается максимально быстро при откачке жидкости выброса из скважины.

При правильном применении каждый метод обеспечивает постоянное давление на забое скважины и не допускает дополнительного притока в скважину. Процедурные и теоретические различия делают одну процедуру более желательной, чем другие.

Одноциркуляционный метод

На рис. 1 изображен метод однократной циркуляции.В точке 1 давление в закрытой бурильной колонне используется для расчета забойного бурового раствора. Вес бурового раствора увеличивается, чтобы снизить плотность в приемной яме. По мере того, как глушильный раствор закачивается по бурильной трубе, статическое давление в бурильной трубе регулируется для линейного уменьшения до тех пор, пока в точке 2 давление в бурильной трубе не станет равным нулю. Тяжелый буровой раствор снизил давление в бурильной трубе. Точка 3 показывает, что начальное давление закачки в бурильной трубе составляет в сумме p sidp плюс давление глушения.При закачке глушильного раствора по трубе давление циркуляции снижается до тех пор, пока в точке 4 не останется только давление закачки. С момента, когда глушильный раствор находится на долоте и до тех пор, пока он не достигнет выкидной линии, штуцер используется для регулирования давления в бурильной трубе при конечном давлении циркуляции. Бурильщик следит за тем, чтобы насос продолжал работать на глухой скорости.

  • Рис. 1 — Статическое давление в бурильной трубе одноциркуляционного метода управления скважиной.

Двухциркуляционный метод

В двухциркуляционном методе обращение начинается сразу.Убивающая грязь не добавляется в первый тираж. Как видно из Рис. 2 , давление в бурильной трубе не будет уменьшаться во время первой циркуляции. Цель состоит в том, чтобы удалить выбросную жидкость из затрубного пространства.

  • Рис. 2 — Статическое давление в бурильной трубе двухциркуляционного метода управления скважиной.

Во второй циркуляции вес бурового раствора увеличивается, но вызывает снижение от начального давления закачки в точке 1 до конечного давления циркуляции в точке 2.Это давление поддерживается постоянным, пока затрубное пространство замещается глушильным раствором.

Параллельный метод

Этот метод труднее всего выполнить должным образом (см. Рис. 3 ). Как только толчок отключен и считываются значения давления, немедленно начинается откачка. Плотность бурового раствора увеличивается настолько быстро, насколько позволяют возможности буровой установки. Сложность заключается в определении плотности циркулирующего бурового раствора и его относительного положения в бурильной трубе. Поскольку это положение определяет давления в бурильной трубе, скорость снижения давления может быть не такой постоянной, как в двух других методах. Когда новая плотность достигает долота или заданная глубина, давление в бурильной трубе уменьшается на величину, равную гидростатическому давлению нового приращения веса бурового раствора. Когда бурильная труба вытесняется глушильным раствором, давление закачки поддерживается постоянным, пока глушильный раствор не достигнет выкидной линии.

  • Рис. 3 — Статическое давление в бурильной трубе параллельного метода.

Выбор наилучшего метода контроля скважины

Определение наилучшего метода управления скважиной для большинства ситуаций включает несколько соображений, включая время, необходимое для выполнения процедуры глушения, поверхностные давления от выброса, сложность относительно простоты реализации и скважинные напряжения, приложенные к пласту во время убийственный процесс.Все точки должны быть проанализированы, прежде чем можно будет выбрать процедуру. В следующем списке кратко изложено общее мнение отрасли относительно этих методов:

  • В большинстве случаев следует использовать метод однократной циркуляции.
  • Метод с двумя циркуляциями следует использовать, если имеется хороший башмак обсадной колонны и ожидается задержка с утяжелением системы.

Параллельный метод следует использовать только в редких случаях, например, при сильном толчке (1,5 фунта / галлон или больше) с большим притоком и потенциальной проблеме с развитием потери кровообращения.В этом случае производительность насоса должна быть минимальной, чтобы можно было постоянно поднимать вес. При анализе процедур глушения акцент делается на одно- и двухконтурные методы (т. Е. Метод ожидания и взвешивания и бурильщик ’ s соответственно). Проверка процедур покажет, что это противоположные подходы, в то время как параллельный метод находится где-то посередине.

Время

Для процедуры уничтожения необходимо учитывать два важных момента: начальное время ожидания и общее необходимое время.Первая проблема со временем — это количество, необходимое для увеличения плотности бурового раствора от первоначального веса до конечного забиваемого бурового раствора. Поскольку некоторых операторов очень беспокоит прихват трубы в это время, часто выбирается процедура контроля скважины, которая минимизирует начальное время ожидания. Это параллельный метод и метод двух циркуляций. В обеих процедурах закачка начинается сразу после регистрации давления закрытия.

Другим важным моментом является время, необходимое для выполнения всей процедуры. Рис. 1 показывает, что метод с одной циркуляцией требует одного полного вытеснения жидкости (т. Е. Внутри бурильной трубы и затрубного пространства), в то время как метод с двумя циркуляциями ( Рис. 2 ) требует, чтобы затрубное пространство было перемещено дважды, в дополнение к перемещению бурильной трубы. В определенных ситуациях дополнительное время для метода с двумя циркуляциями может быть значительным с точки зрения устойчивости ствола или износа превентора.

Поверхностное давление

В процессе глушения скважины поверхностные давления могут достигать угрожающих значений. Это может быть проблемой при расширении объема газа у поверхности. Важна процедура глушения с наименьшим поверхностным давлением, необходимым для уравновешивания забойного пластового давления.

Фиг. 4 и 5 показаны различные требования к давлению на поверхность для нескольких ситуаций толчка. Первое существенное отличие отмечается сразу после вытеснения бурильной трубы глушильным раствором. Величина необходимого давления в обсадной колонне начинает уменьшаться из-за увеличения гидростатического давления глушильного раствора во время однократной циркуляции.Это уменьшение не наблюдается в методе с двумя циркуляциями, поскольку в этой процедуре изначально не происходит циркуляция глушильного раствора. Фактически, в методе с двумя циркуляциями давление в обсадной колонне увеличивается по мере того, как расширение газового пузыря вытесняет буровой раствор из скважины.

  • Рис. 4 — Статические кольцевые давления для метода с одной циркуляцией по сравнению с методом с двумя циркуляциями в скважине длиной 10 000 футов.

  • Рис. 5 — Статическое давление в кольцевом пространстве для метода однократной циркуляции в зависимости отдвухциркуляционный метод в скважине 15000 футов.

Вторая разница в давлении возникает по мере приближения газа к поверхности. Процедура с двумя циркуляциями имеет более высокие давления в результате более низкой плотности исходного бурового раствора. Интересно отметить, что эти высокие давления в обсадной колонне, которые необходимы для незначительного подавления расширения газа, приводят к более позднему выходу газа на поверхность.

Сложность процедуры

Пригодность процесса частично зависит от простоты выполнения процедуры.Тот же принцип справедлив и для управления скважиной. Если процедуру убийства сложно понять и реализовать, ее надежность снижается.

Параллельный метод менее надежен из-за своей сложности. Для правильного выполнения этой процедуры давление в бурильной трубе должно быть уменьшено в соответствии с массой циркулирующего бурового раствора и его положением в трубе. Это означает, что бригада будет информировать оператора, когда закачивается новый груз бурового раствора, что оборудование буровой установки может поддерживать это увеличенное приращение нагрузки бурового раствора, и что положение груза бурового раствора в трубе может быть определено путем подсчета ходов насоса.Многие операторы полностью отказались от этого сложного метода.

Одно- и двухоборотные методы используются более широко из-за простоты их применения. В обеих процедурах давление в бурильной трубе остается постоянным в течение длительных интервалов времени. Кроме того, при перемещении бурильной трубы глушильным раствором снижение давления в бурильной трубе происходит практически по прямой линии, а не в шахматном порядке, как в параллельном методе ( рис. 3, ).

Забойные напряжения

Несмотря на то, что все соображения для выбора наилучшего метода важны, в первую очередь всегда следует обращать внимание на напряжения, воздействующие на стенку ствола скважины. Если вызванные толчком напряжения больше, чем может выдержать пласт, возникает искусственная трещина, создающая возможность подземного выброса. Процедура, которая создает наименьшее внутрискважинное напряжение при поддержании постоянного давления в зоне выброса, считается наиболее подходящей для безопасного глушения выброса.

Одним из способов измерения напряжений в скважине является использование «эквивалентного веса бурового раствора» или полного давления на глубине, преобразованного в фунт-метр / галлон веса бурового раствора. Например,

……………….. (1)

, где ρ e = эквивалентная масса бурового раствора, фунт / галлон.

Эквивалентные веса бурового раствора для систем в Рис. 4 и 5 представлены на рис. 6 и 7 . Метод с одной циркуляцией обеспечивает стабильно более низкие эквивалентные веса бурового раствора на протяжении всего процесса глушения после смещения бурильной трубы. Процедуры обычно показывают одинаковый максимальный эквивалентный вес бурового раствора. Они возникают с момента закрытия скважины до смещения бурильной трубы.

  • Рис. 6 — Сравнение эквивалентного веса бурового раствора для процедуры глушения с одной и двумя циркуляциями (удар 0,5 фунта / галлон на высоте 10 000 футов).

  • Рис. 7 — Сравнение эквивалентного веса бурового раствора для процедуры глушения с одной и двумя циркуляциями (удар 0,5 фунта / галлон на высоте 15 000 футов).

Фиг. Фиг.6 и 7 иллюстрируют важный принцип: максимальные напряжения возникают на очень ранних этапах циркуляции на большей глубине, а не в интервалах максимального давления в обсадной колонне.Максимальные возможности потери циркуляции не будут возникать в условиях газ-поверхность, что может показаться логичным. Если трещина не образуется при остановке, она, вероятно, не возникнет в течение оставшейся части процесса. Полное понимание этого поведения может успокоить операторов. ’ озабоченность по поводу разрыва пласта по мере приближения газа к поверхности.

Нетрадиционные методы контроля скважин

Было предпринято множество попыток разработать процедуры управления скважиной, основанные на принципах, отличных от концепции постоянного забойного давления.Эти процедуры могут быть основаны на конкретных проблемах, присущих геологической зоне. Одним из примеров являются пласты с низкой проницаемостью и высоким давлением, примыкающие к структурно слабым породам, которые не могут выдерживать гидростатическое давление глушения. Часто для преодоления проблемных ситуаций, возникающих из-за плохой конструкции скважины, используются нетрадиционные процедуры.

Номенклатура

D e = эквивалент глубины, фут
ρ e = эквивалентный вес бурового раствора, фунт / галлон
p Σ = полное давление, фунт / кв. Дюйм

Список литературы

  1. ↑ «Определение контроля скважины — Лексикон IADC.»IADC Lexicon. N.p., 23 апреля 2013 г.

См. Также

Переменные, влияющие на процедуры уничтожения

Контроль скважины однократным методом

PEH: Well_Control: _Procedures_and_Principles

«скважина + контроль» & fulltext = 1 Поиск контрольной скважины

Интересные статьи в OnePetro

A.C.V. Мартинс Лаге, Э. Накагава, A.G.D.P. Кордовил, 1994. Процедуры контроля скважин на глубоководных участках, Конференция по нефтяной инженерии SPE в Латинской Америке / Карибском бассейне, 27-29 апреля 1994 г., Буэнос-Айрес, Аргентина, 26952-MS, http: // dx.doi.org/10.2118/26952-MS

Bode, DJ, Noffke, RB, Nickens, HV 1991. Методы и практика управления скважинами в стволах скважин малого диаметра, Journal of Petroleum Technology Volume 43, Number 11, 19526-PA, http://dx.doi.org /10.2118/19526-PA

Внешние ссылки

Категория

Методы глушения с постоянной мощностью — контроль скважины

В настоящее время широко используются три метода глушения с постоянным забойным давлением:

  • Метод бурильщика
  • Метод ожидания и взвешивания (также известный как «метод инженера»)
  • Параллельный метод.

Эти три метода очень похожи в принципе и различаются только тем, когда закачивается глушильный раствор.

В методе бурильщика убой делится на два цикла. Во время первого выброса жидкость циркулирует без изменения веса бурового раствора; после того, как выброс выбрасывается, грязь утяжеляется и перекачивается вокруг скважины при второй циркуляции.

Метод ожидания и взвешивания выполняет обе эти операции одновременно. Глушитель готовится перед началом глушения, и жидкость для глушения циркулирует наружу, в то время как этот раствор циркулирует в скважине.

В методе Concurrent используется компромисс между этими двумя методами. Жидкость для выбрасывания циркулирует наружу, в то время как циркулирующий буровой раствор поэтапно взвешивается в направлении забойного груза.

Из трех методов наиболее популярным является метод ожидания и взвешивания, который рекомендуется использовать в большинстве случаев. Он обеспечивает более низкое давление в скважине, чем любой другой метод, с очевидным преимуществом для безопасности. Теперь подробно описан каждый из трех методов.

1.3.1 Метод бурильщика

В методе бурильщика выброс выбрасывается из скважины с использованием существующего веса бурового раствора. Затем буровой раствор поднимается до необходимого уровня и циркулирует по скважине.

Таким образом, для этого метода требуется как минимум два полных тиража. Поскольку в нем отдельно рассматривается удаление выброса и добавление бурового раствора для глушения, он обычно считается самым простым из методов контроля скважины и требует минимум арифметических операций.Однако это приводит к тому, что скважина подвергается циркуляции под давлением в течение относительно длительного времени, возможно, самого длительного из трех методов, с повышенной вероятностью возникновения проблем с дросселированием. Кроме того, кольцевые давления, создаваемые во время первой циркуляции, выше, чем при использовании любого другого метода.

ВНИМАНИЕ: ПОСКОЛЬКУ ПРИ УБЫТКЕ ГАЗОВОГО УДАРА ЭТОМ МЕТОДОМ МОЖЕТ ВОЗНИКНОВИТСЯ ОЧЕНЬ ВЫСОКОЕ ГОДОВОЕ ДАВЛЕНИЕ, СЛЕДУЕТ ПРИНИМАТЬ БЕЗОПАСНОСТЬ. ГОДОВОЕ ДАВЛЕНИЕ БУДЕТ НА МАКСИМАЛЬНОМ НЕМЕДЛЕННО ДО ПОХОДА ГАЗА НА ПОВЕРХНОСТЬ, И ОГРАНИЧЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ РАЗРЫВА КОРПУСА МОГУТ БЫТЬ КРИТИЧНЫМИ.ПО ЭТОЙ ПРИЧИНЕ ОБЫЧНО НЕ РЕКОМЕНДУЕТСЯ СПОСОБ БУРИЛЬНИКА.

В общем, этот метод чаще всего используется на небольших наземных буровых установках, где бурильщику может не помочь и ограниченное оборудование. Вариант этого метода также используется при некоторых ремонтных работах.

Кроме того, простота метода бурильщика делает его полезным, когда имеется лишь ограниченная информация о состоянии скважины.

Суммируем:

  • ПЕРВАЯ ЦИРКУЛЯЦИЯ: Выкачайте выброс из скважины, используя имеющийся буровой груз.
  • ВТОРАЯ ЦИРКУЛЯЦИЯ: Насос глушителя бурового раствора вокруг скважины.

а) Преимущества метода бурильщика

  • МИНИМАЛЬНАЯ АРИФМЕТИЧЕСКАЯ
  • МИНИМАЛЬНОЕ ВРЕМЯ ОЖИДАНИЯ — МОЖНО НАЧАТЬ УБИЙСТВО СРАЗУ
  • МИНИМАЛЬНАЯ ТРЕБУЕМАЯ ИНФОРМАЦИЯ.

б) Недостатки метода бурильщика

  • ВЫСОКОЕ ИЗГОТОВЛЕННОЕ ГОДОВОЕ ДАВЛЕНИЕ
  • МАКСИМАЛЬНАЯ СКВАЖИНА ПРИ ВРЕМЕНИ ДАВЛЕНИЯ
  • САМОЕ ДОЛГОЕ ВРЕМЯ «НА ДРОССЕ».
  1. Порядок работы по методу бурильщика; См. Рисунок 2 (a) — (f)
  2. Скважина закрыта и информация записана.

ПЕРВОЕ ОБРАЩЕНИЕ

2) Если было взято давление с низкой скоростью циркуляции, P SCR, то рассчитайте давление, необходимое на бурильную трубу для первой циркуляции скважины.

Это:

Начальная циркуляция = Медленная скорость циркуляции + Давление при закрытии бурильной колонны Давление Давление или:

ICP = PSCR + SIDPP

  1. Откройте заслонку примерно на четверть, запустите насос и прервите циркуляцию; затем доведите помпу до уровня убийств.
  2. Пока бурильщик доводит насос до уровня глушения, оператор штуцера должен управлять штуцером так, чтобы поддерживать давление в обсадной колонне на уровне или около значения давления в закрытой обсадной колонне.
  3. Как только насос достигнет скорости глушения, оператор штуцера должен переключить свое внимание на манометр бурильной трубы и отрегулировать штуцер, чтобы поддерживать НАЧАЛЬНОЕ ДАВЛЕНИЕ ЦИРКУЛЯЦИИ на манометре бурильной трубы.
  4. НАЧАЛЬНОЕ ДАВЛЕНИЕ ЦИРКУЛЯЦИИ поддерживается постоянным на манометре бурильной трубы путем регулировки штуцера на протяжении всей первой циркуляции, пока вся рабочая жидкость не выйдет из скважины.Скорость накачки также должна поддерживаться постоянной на уровне УБИЙСТВА в течение всего этого периода.
  5. После того, как отбойный молоток выйдет из скважины, закройте скважину и перемешайте требуемый глушитель бурового раствора.

KlllW (свинья) tMud = Вес старого бурового раствора + [SIDPP (psi) * TVD (ft) * 0,052]

ПРИМЕЧАНИЕ 1: Это буровой раствор для глушителя для уравновешивания пластового давления. Это минимально возможный вес бурового раствора, который «убьет» скважину. После того, как скважина заглохнет, необходимо будет дополнительно увеличить массу бурового раствора, чтобы обеспечить запас хода.

ПРИМЕЧАНИЕ 2: Некоторые операторы предпочитают продолжать циркуляцию в скважине во время перемешивания бурового раствора. Теоретической причины, по которой этого не следует делать, нет, хотя это приводит к дальнейшему износу оборудования под давлением, в частности дроссельной заслонки.

Рисунок 2

ВТОРОЙ ЦИРКУЛЯЦИЯ

  1. Как только глушитель будет готов, откройте заслонку примерно на четверть, запустите насос и прервите циркуляцию. Затем доведите насос до уровня глушения.
  2. Пока бурильщик доводит насос до уровня глушения, оператор штуцера должен управлять штуцером так, чтобы давление в обсадной колонне оставалось стабильным на том же уровне, что и при закрытии.
  3. Пока бурильная труба заполняется тяжелым буровым раствором, поддерживайте постоянное давление в обсадной колонне. Давление в бурильной трубе снизится, поскольку бурильная труба забивается более тяжелым буровым раствором. На практике, если весь выброс был должным образом удален при первой циркуляции, не нужно прикасаться к штуцеру, когда насосы установятся на постоянной скорости глушения, пока глушитель не достигнет долота.

Когда глушильный раствор достигает долота, давление, удерживаемое в бурильной трубе, как раз и требуется для циркуляции раствора по скважине. Это давление с низкой скоростью циркуляции, немного увеличенное из-за дополнительного веса бурового раствора.

Конечная циркуляция _ SlowCirculatirg Kill Mud Weight

Давление Давление Исходная масса бурового раствора

Давление в бурильной трубе начинает опускаться ниже начального давления циркуляции, когда глушильный раствор начинает спускаться по бурильной трубе, достигая конечного давления циркуляции, когда глушильный раствор достигает долота.После этого давление в бурильной трубе поддерживается на уровне конечного давления циркуляции за счет контролируемого открытия штуцера по мере продвижения глушильного раствора вверх по затрубному пространству.

График, показывающий, как падение давления в бурильной трубе от начального до конечного давления циркуляции показан на Рисунке 3, и его можно использовать в качестве ориентира для определения требуемого давления в бурильной трубе. Давление в бурильной трубе должно упасть в соответствии с графиком, поскольку глушильный раствор поступает на долото без перемещения штуцера.

Рисунок 3 — График давления в бурильной трубе при закачке глухого раствора

Ход насоса

Рисунок 3 — График давления в бурильной трубе при закачке глухого раствора

Из-за возможности того, что затрубное пространство не будет полностью очищено во время первой циркуляции, может быть предпочтительнее определить, как должно изменяться давление в бурильной трубе, поскольку глушильный раствор закачивается в скважину и вокруг нее.Это позволит использовать давление в бурильной трубе повсюду, тем самым исключив возможность появления небольших пузырьков газа в кольцевом пространстве, дающих ложную информацию.

На следующих графиках показаны изменения давления во время циркуляции скважины.

График 1 — Первое обращение

ВТОРОЕ ОБРАЩЕНИЕ

Старт Финиш

Начало Окончание

ДАВЛЕНИЕ ЦИРКУЛЯЦИИ

График 2 — Вторая циркуляция

d) Определение начального давления циркуляции

Если не было измерено давление с низкой скоростью циркуляции, то начальное давление циркуляции можно определить с помощью процедур запуска, описанных в циклах метода бурильщика.

Если давление в обсадной колонне поддерживалось постоянным, пока насосы были доведены до уровня глушения, показание давления в бурильной трубе будет начальным давлением циркуляции.

Процедура состоит из:

  1. Регистрация показаний давления в обсадной колонне.
  2. Адаптация насосов к новому коэффициенту забоя. Регулировка штуцера для поддержания постоянного давления в обсадной колонне на отмеченном значении.
  3. Как только бурильщик настроит насосы на новый расход, вернитесь к манометру в бурильной трубе.Запишите это новое значение как давление циркуляции для новой производительности насоса и сохраните его.

ПРИМЕЧАНИЕ: Эта процедура является удовлетворительной в любое время во время глушения, если вес бурового раствора в бурильной колонне не изменяется во время процесса. Однако предпочтительно поддерживать постоянную скорость насоса, насколько это возможно. Любое решение об изменении производительности насоса следует принимать заблаговременно.

1.3.2 Метод ожидания и взвешивания

«Ожидание и взвешивание» иногда называют «методом инженеров» или «методом единой циркуляции».Это действительно, по крайней мере теоретически, убивает скважину за один оборот.

Это предпочтительный метод, используемый большинством операторов и рекомендованный многими экспертами по глушение скважин. Его главное преимущество заключается в том, что он обеспечивает самое низкое давление в кольцевом пространстве во время циркуляции глушителя, что делает его наиболее безопасным из обычно используемых методов глушения.

После закрытия скважины и стабилизации давления давление в закрытой бурильной трубе используется для расчета веса глушильного раствора. В грязевых ямах готовится ил нужной массы.По готовности глушильный раствор закачивается в бурильную трубу. В начале необходимо поддерживать давление в бурильной трубе, достаточное для циркуляции бурового раствора, плюс резерв, эквивалентный исходному давлению в бурильной трубе при закрытии. Это общее количество неуклонно снижается по мере того, как буровой раствор опускается к долоту, до тех пор, пока с глухим буровым раствором на долоте необходимое давление просто равно давлению, необходимому для перекачивания глухого раствора вокруг скважины.

Штуцер регулируется для снижения давления в бурильной трубе при закачке глушильного раствора в колонну.

При наличии глушильного раствора на долоте статический напор бурового раствора в бурильной трубе уравновешивает пластовое давление.В течение оставшейся части циркуляции, когда приток перекачивается на поверхность, за которым следует содержимое бурильных труб и глушильный раствор, давление в бурильной трубе поддерживается на конечном значении циркуляции за счет регулировки штуцера.

a) Преимущества метода ожидания и взвешивания

  • НАИМЕНЬШИЕ ДАВЛЕНИЯ В СКВАЖИНЕ И НАИМЕНЬШИЕ ДАВЛЕНИЯ НА ПОВЕРХНОСТИ — это означает меньшее НАПРЯЖЕНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ.
  • МИНИМАЛЬНОЕ ВРЕМЯ ЦИРКУЛЯЦИИ «НА ДРОССЕ».

б) Недостатки метода ожидания и веса

  • ЗНАЧИТЕЛЬНОЕ ВРЕМЯ ОЖИДАНИЯ (при взвешивании) — МИГРАЦИЯ ГАЗА?
  • ЕСЛИ ТРЕБУЕТСЯ БОЛЬШОЕ УВЕЛИЧЕНИЕ МАССЫ, ЭТО ТРУДНО ПРОИЗВОДИТЬ НА ОДНОМ ЭТАПЕ.(PPg) (PPg)

    В начале обращения, с глухим шламом:

    Начальная циркуляция Медленная скорость циркуляции Закрытие в бурильной трубе Давление _ Давление + Давление

    После расчета пропускной способности бурильной колонны можно построить график, показывающий, как изменяется давление в бурильной трубе при закачке глушильного раствора в долото.

    После того, как глушильный раствор будет готов, процедура запуска аналогична описанной ранее.

    Воздушная заслонка приоткрыта, насос начал нарушать циркуляцию, а затем медленно поднялся до уровня гибели.

    Пока бурильщик доводит насос до уровня глушения, оператор штуцера управляет штуцером таким образом, чтобы давление в обсадной колонне оставалось равным или как можно более близким к значению давления в закрытой обсадной колонне.

    Когда насос достигает скорости глушения, оператор штуцера переключается на манометр бурильной трубы, регулируя штуцер, если необходимо, для достижения НАЧАЛЬНОГО ДАВЛЕНИЯ ЦИРКУЛЯЦИИ на манометре бурильной трубы.

    По мере того, как глушильный раствор спускается по бурильной трубе, давлению в бурильной трубе позволяют постепенно снижаться от начального давления циркуляции до конечного давления циркуляции за счет регулировки штуцера.

    Там, где толчок небольшой, на забое или около забоя скважины, давление в бурильной трубе имеет тенденцию падать само по себе по мере того, как глушильный раствор движется вниз. Регулировка дроссельной заслонки практически не требуется.

    Только в случае выброса диффузного газа с газом далеко вверх по затрубному пространству в этот период потребуются значительные корректировки штуцера.

    После того, как глушильный раствор достиг долота, давление в бурильной трубе поддерживается на уровне конечного давления циркуляции до тех пор, пока глушильный раствор не вернется на поверхность.

    Как и в случае с методом бурильщика, это конечное давление циркуляции поддерживается постоянным, пока скорость насоса остается постоянной на выбранном уровне. Если по какой-либо причине скорость насоса окажется неправильной, ее можно изменить, используя ту же процедуру, которая описана ранее. Однако по возможности следует избегать изменения скорости насоса.

    Пока скорость насоса регулируется, давление в обсадной колонне поддерживается стабильным путем регулировки штуцера. Как только насос стабилизируется на своей новой скорости, пересмотренное давление циркуляции считывается с манометра бурильной трубы.Если приток газа находится очень близко к поверхности, регулировка скорости насоса путем поддержания постоянного давления в обсадной колонне может значительно увеличить забойное давление. Это связано с быстрым расширением газа у поверхности. Изменять подачу насоса следует заранее!

    Читать здесь: RIGTRAlfM

    Была ли эта статья полезной?

    методов и методов контроля скважин в стволах малых диаметров | Journal of Petroleum Technology

    Резюме

    Бурение тонких стволов и непрерывный керн для разведки месторождений нефти и газа затруднено из-за отсутствия документации по методам контроля скважин при бурении в малых затрубных пространствах.Исследования потерь давления в затрубном пространстве, идентификации толчков, влияния мазков на кабеле и эффективности управления скважинами с динамическим глухим помогли разработать методологию управления скважинами с малым диаметром ствола.

    Введение

    Бурение тонких скважин все чаще используется в качестве инструмента разведки. Этот метод предполагает использование компактных мобильных буровых установок с долотами и высокими скоростями вращения для бурения одноразовых стволов скважин малого диаметра. Уокер и Милльхейм описали такую ​​систему, стратиграфическую высокоскоростную усовершенствованную систему бурения (SHADS), в которой используются горно-разведочные установки для разведки нефти и газа в мелких стволах.Горнодобывающие установки оснащены керновыми скважинами диаметром от 6 до 3 дюймов (и меньше). Установки имеют большой диаметр (по отношению к размеру скважины) бурильные колонны с плоским соединением, что позволяет получить кольцевые объемы, составляющие 1/10 размера обычных скважин. Обеспокоенность относительно возможностей управления скважинами в скважинах с малым затрубным пространством препятствует более широкому использованию бурения скважин с малым диаметром ствола. Это беспокойство оправдано по двум причинам. Во-первых, кольцевой объем в скважине с малым диаметром ствола настолько мал, что приток необходимо обнаруживать быстрее, чем в обычной скважине.Во-вторых, методы управления скважинами с малым затрубным пространством не описаны в литературе. Потери давления в системе. Методы обнаружения удачного удара и наиболее эффективные методы глушения неизвестны многим. Процедуры бурения неизвестны многим буровым работникам. персонал. Для решения проблем управления скважиной была пробурена полномасштабная скважина с малым диаметром ствола и приспособлена для проведения исследований по управлению скважиной. На рис. 1 показано поперечное сечение контрольной скважины SHADSwell. Скважина обсажена 5-дюймовой. обсадная труба с внутренним диаметром, который соответствует наиболее часто просверленным отверстиям малого диаметра (для SHADS) 4 3/8 дюйма.Восемь 1/4 дюйма Линии передачи давления прикреплены на разной глубине к внешней стороне обсадной колонны. Специальные соединения с отверстиями для щенков, аналогичные шарнирам с отверстиями для щенков с отверстиями, похожие на оправку с боковыми карманами, обеспечивают связь с идентификатором обсадной колонны. Два 1-дюйм. ворсинки также прикреплены к внешней стороне и сообщаются с отверстием обсадной колонны в нижней части обсадной колонны. Эти 1-дюйм. линии позволяют закачивать азот на забой скважины для имитации кик-симуляции. Эта скважина называется SHADS No. 7. Результаты испытаний, проведенных для измерения потерь давления в затрубном пространстве, были использованы для разработки корреляций для определения потерь давления в системе на основе размера скважины, глубины и потерь давления на основе размера скважины, глубины и свойств флюида.На скважине были оценены методы обнаружения отрыва и методы глушения. Инженеры по бурению и персонал буровой установки находились с буровой установкой для тонкого ствола над скважиной. Философия управления скважинами с малым диаметром скважины была разработана и протестирована в ходе полномасштабных исследований задолго до внедрения в полевых условиях. В этой статье описываются методы, необходимые для планирования безопасного контроля скважины с малым диаметром ствола. На протяжении всей газеты. Для сравнения этих двух систем используются типичные скважины с обычным диаметром 8000 футов и скважины с малым диаметром ствола. На рис. 2 показаны размеры обсадной колонны, ствола скважины и бурильной колонны, а также другие характеристики.

    Описание системы.

    В этом документе система управления скважиной включает грязевые насосы, систему обнаружения ударов с поверхности (сумматор объема карьера, детектор газа, регистраторы давления и т. Д.), Противовыбросовые превенторы и штуцерный манифольд, буровой раствор, бурильную колонну и ствол скважины. . Функциональные возможности системы идентичны для обычных скважин и скважин с малым диаметром ствола, хотя буровая установка с малым диаметром ствола часто использует меньшее оборудование. Чтобы применить методы контроля скважины, описанные в этой статье, количественные расходомеры, описанные в этой статье, необходимы количественные расходомеры на грязевых линиях в скважину и из нее.Никакого дополнительного оборудования не требуется. Сначала анализируются физические различия между системами управления скважинами малого диаметра и традиционными скважинами. К ним относятся эффекты кольцевого объема, потери давления в системе и давления мазков. Следующие разделы о давлении удара. В следующих разделах, посвященных обнаружению удара ногой и методу динамического уничтожения, физические результаты применяются к полевым операциям. Наконец, физические результаты полевых операций. Наконец, описывается подход к управлению скважинами малого диаметра.

    Физические различия Физические различия Кольцевой объем.

    Небольшой кольцевой объем — наиболее очевидное различие между скважинами с малым диаметром ствола и обычными скважинами. С точки зрения управления скважиной, высота притока при отбойке критична для серьезности ситуации, связанной с контролем скважины.