Исмаилов А.А.
Well Control
Уменьшение высоты столба промывочной
жидкости
-В процессе бурения скважины объем
бурового раствора закаченный в скважину
должен быть равен объему поступающему из
скважины;
-При остановке насоса жидкость не должна
поступать из скважины –стол ротора;
Уменьшение высоты столба промывочной
жидкости
-Уменьшение уровня столба бурового раствора
– индикатор будущего выброса;
-Необходима постоянная проверка уровня
столба бурового раствора.
Уменьшение высоты столба промывочной
жидкости
a.
a) СПО:
-Вершина столба бурового раствора будет падать при
извлечении труб;
-Уменьшение давления на забое скважины;
Уменьшение высоты столба промывочной
жидкости
a.
a) СПО:
-Ствол скважины должен постоянно заполняться при
извлечении из него труб;
-Объем труб, извлеченных из ствола скважины должен быть
заменен эквивалентным объемом бурового раствора
Уменьшение высоты столба промывочной
жидкости
b. b) Swabbing –поршневое тартание:
-Swabbing - процесс, при котором пластовая жидкость
поступает в ствол, когда drillstring поднимают из скважины;
-Это возможно, когда долото покрыто продуктами разрушения
и создается огромный поршень;
-Создается область низкого давления и пластовый флюид
поступает в скважину - пульсация;
Уменьшение высоты столба промывочной
жидкости
b. b) Swabbing –поршневое тартание:
Поршневое тартание увеличится:
* Прилипание раствора «грязи» к drillpipe;
* Скорость, с которой поднимают трубы;
* Использование промывочных жидкостей с высоким СНС и
вязкостью;
* Наличие маленьких зазоров между drillstring и wellbore;
* Толстая глинистая корка;
* Неэффективная очистка долота при удалении продуктов
разрушения.
Уменьшение высоты столба промывочной
жидкости
с. Потеря циркуляции:
-Потеря циркуляции происходит, когда породы которые бурят
очень проницаемы;
-Результат потери промывочной жидкости в пластах уменьшение высоты ее столба в скважине;
- Потеря циркуляции может также происходить, если
используется слишком высокий вес промывочной жидкости
и градиент разрыва формации превышен.
Уменьшение высоты столба промывочной
жидкости
с. Потеря циркуляции:
Потери жидкости могут быть минимизированы:
•Использование минимально - допустимого веса промывочной жидкости;
* Уменьшение потерь давления в циркуляционной системе, уменьшение
ESD (equivalent circulating density) эквивалентной плотности бурового
раствора;
•Избежать перепада давления при подъеме труб из скважины;
* Избежать минимальных кольцевых зазоров между drillstring и стволом.
Обнаружение потерь бурового раствора и долив
скважины – использование емкости небольшого объема
Когда drillpipe поднимают из
скважины, объем промывочной
жидкости, которая должна быть
закачана в скважину для
противобаланса , может быть
рассчитан от следующего:
Длина Трубы (свечи) x замещение Трубы
10 стандартных 5 ", 19.5 Ib/ft бурильных труб имели бы объем =
= 10 x 93 x 0.00734 bbl/ft. = 6.8 bbls.
Поэтому, уровень промывочной жидкости в стволе
должен падать на эквивалент 6.8bbls
количества промывочной жидкости. Если этот
объем промывочной жидкости не требуется,
чтобы заполнить ствол, когда 10 труб (свечи)
подняты из скважины, тогда следовательно
другая жидкость поступила в wellbore.
Это - первичный индикатор выброса!!!
WARNING INDICATORS OF A KICK
-Если выброс не обнаружен, то он будет развиваться;
-Буровая бригада должна быть подготовлена к
аварийной ситуации и знать основные признаки
выброса, чтобы предупредить его;
WARNING INDICATORS OF A KICK
-Все признаки надо тщательно проверять;
-Некоторые признаки могут не свидетельствовать о
выбросе (увеличение скорости проходки);
-Существуют первичные и второстепенные индикаторы
выброса.
WARNING INDICATORS OF A KICK
Primary Indicators of a Kick
-Flow rate increase (Qin = Qout) - поток
-Pit volume increase- объем в емкостях
-Flowing well with pumps shut off – течение с
выключенными насосами;
-Improper hole Fill-Up During Trips –
несоответствие заполнения при СПО
WARNING INDICATORS OF A KICK
Secondary Indicators
-Drilling Break- скорость бурения
-Gascut mud -газ
-Changes in pump pressureизменение давления
Предосторожности в процессе
бурения
В процессе бурения бригада следит за всеми
индикаторами. Если один из них сработает, то будет
проведена проверка в следующей последовательности:
( 1) Поднимается ведущая бурильная труба до
бурильного замка выше стола ротора
(2) Закрываются насосы промывочной жидкости
(3) Срабатывают клинья, чтобы поддержать drillstring
Предосторожности в процессе
бурения
В процессе бурения бригада следит за всеми
индикаторами. Если один из них сработает, то будет
проведена проверка в следующей последовательности:
(4) Наблюдается flowline и проверяется поток от
затрубного пространства
(5) Если из скважины идет жидкость, закрывается BOP.
Если из скважины нет поступлений, бурение
возобновляется, сравнивая дальнейшие признаки.
Меры предосторожности в
процессе СПО
Перед подъемом труб из скважины рекомендуются следующие
предосторожности:
( 1) Циркуляция до забоя ствола, гарантирует, что никакой
приток не вступил в wellbore
(2) Делают flowcheck-проверку линий
(3) Закачка столба тяжелой промывочной жидкости вниз
drillstring.
SECONDARY CONTROL
Если выброс обнаружен и произошло увеличение в
емкостях на поверхности, ясно, что первичный
контроль над скважиной был потерян и бурение, или
СПО должны быть прекращены.
Первый шаг, закрытие BOP клапанов, и блокировка
drillstring , устья скважины, annulus на поверхности.
Это введение вторичного контроля над скважиной.
SECONDARY CONTROL
Обычно необходимо закрыть верхний кольцевой
preventer - Hydril, но нижние плашки трубного
превентора тоже могут применяться.
Давление на drillpipe и annulus должно тогда быть
тщательно проверено. Эти давления могут
использоваться, чтобы идентифицировать характер
притока и вычислять вес промывочной жидкости,
требуемый, чтобы заглушить скважину
SECONDARY CONTROL
Первый шаг - закрыть
BOP клапаны, и
блокировать
drillstring, устье
скважины и annulus
на поверхности
Shut in Procedure: процедура закрытия
В процессе бурения:
- Подъем kelly выше стола ротора, пока не появляется
муфта замка;
-Остановка насосов промывочной жидкости;
- Закрытие кольцевого preventer;
-Определение давления в закрытых бурильных трубах,
давление в затрубе и увеличение в емкостях.
Shut in Procedure: процедура закрытия
В процессе бурения:
Перед закрытием в кольцевом preventer дроссельная
линия должна быть открыта, и закрыта постепенно и
время ожидания для стабилизации давления в бурильных трубах.
Interpretation of Shut-in Pressure
Когда произошел выброс и скважина была закрыта, давления в
drillpipe и annulus на поверхности могут использоваться для
определения:
-the formation pore pressure
-the mudweight required to kill the well
-the type of influx
Interpretation of Shut-in Pressure
Чтобы определить пластовое давление, удельный
вес жидкости глушения и тип притока,
распределение давлений в системе должно быть
ясно понято.
Interpretation of Shut-in Pressure
Когда скважина " закрыта " давление на верху
drillstring и в annulus не повысится до:
- Давление в drillpipe плюс гидростатическое
давление жидкости в drillpipe равное давлению в
пласте;
- Давление в annulus плюс гидростатическое
давление жидкости в annulus равное давлению в
пласте.
Interpretation of Shut-in Pressure
Ситуация с
U-трубой
Interpretation of Shut-in Pressure
Ситуация с
U-трубой.
СЛЕДОВАТЕЛЬНО:
Равновесие системы при выбросе и закрытом устье
где:
Pdp + ρm*d = Pbh, ( 1 )
Рdp - давление в закрытых бурильных трубах (psi)
ρm - градиент давления промывочной жидкоси (psi/ft)
d - вертикальная высота столба промывочной жидкости (ft)
Pbh - давление на забое ствола скважины (psi)
Interpretation of Shut-in Pressure
Ситуация с
U-трубой.
СЛЕДОВАТЕЛЬНО:
Если скважина находится в равновесии и нет увеличения в
поверхностных давлениях, давление на забое должно быть
равно поровому пластовому
давлению:
Pbh = Pf, ( 2 )
(давление на забое скважины, Pbh = (Pdp + ρm*d) должно
сохраниться равным, или слегка выше пластового, Pf.)
Interpretation of Shut-in Pressure
Ситуация с
U-трубой.
СЛЕДОВАТЕЛЬНО:
На annulus-затрубном руке U-трубы давление на забое
равно давлению на поверхности в затрубном
пространстве и комбинации гидростатического
давления промывочной жидкости и притока:
Pann + hi *ρi + (d-hi) *ρm = Pbh, ( 3 )
Interpretation of Shut-in Pressure
Ситуация с
U-трубой.
СЛЕДОВАТЕЛЬНО:
где:
Pann - давление закрытого annulus (psi)
hi - высота притока (футы)
ρi - градиент давления притока (psi/ft)
и достигнутое равновесие равно:
Pbh = Pf, ( 4 )
Interpretation of Shut-in Pressure
Ситуация с
U-трубой.
СЛЕДОВАТЕЛЬНО:
Вертикальная высота притока (hi)
где:
V - увеличение в емкостях (bbis)
А - область поперечного сечения-(bbls/ft)
Оба V и А (если открытый ствол) не будут известны точно,
поэтому hi может приниматься оценочно.
,(5)
Formation Pore Pressure
Давление в пласте
Pf =Pbh = Pdp + ρm*d
Formation Pore Pressure
Вес промывочной жидкости для глушения
скважины
Pbh = Pdp + ρm d
Новый вес промывочной жидкости должен быть
достаточно сбалансирован или быть слегка
большим чем (то есть создавать
перевешивающий баланс приблизительно в
200 psi) давление на забое скважины.
Formation Pore Pressure
Вес промывочной жидкости для глушения
скважины
С учетом перевешивания:
ρkd = Pbh + Pob
ρkd = Pbр + ρmd + Pob
где,
ρk – вес промывочной жидкости для глушения
скважины, (psi/ft)
Pob = перевешивающее давление (psi)
Определение типа притока
Объединяя уравнения 1 и 2 градиент притока, ρi может
быть найден от
(Pann > Pdp, из-за нахождения более легкой жидкости
в annulus)
Определение типа притока
От градиента, рассчитанного от уравнения тип
жидкости может быть идентифицирован следующим
образом:
Газ 0.075 - 0.150 psi/ft
Нефть 0.3 - 0.4 psi/ft
Соленая вода - Seawater 0.470 - 0.520 psi/ft
Определение типа притока
Если ρi найден, и приблизительно равен 0.25,
это может указывать на смесь газа и нефти.
Если характер притока не известен, обычно
предполагается как газовый, так как это наиболее серьезный тип проявления.
Спасибо за внимание!