Контроль скважины — это метод, используемый в нефтегазовых операциях , таких как бурение , капитальный ремонт скважин и заканчивание скважин, для поддержания гидростатического давления и пластового давления для предотвращения притока пластовых флюидов в ствол скважины . Этот метод включает оценку давления пластовых флюидов, прочности подземных образований и использование обсадной колонны и плотности бурового раствора для компенсации этих давлений предсказуемым образом. [1] Понимание давления и соотношения давлений важно для контроля скважины.
Цель нефтяных операций — выполнить все задачи безопасным и эффективным образом без вредного воздействия на окружающую среду. Эта цель может быть достигнута только при постоянном контроле скважины. Понимание давления и его соотношения важны для предотвращения выбросов опытным персоналом, который может определить, когда скважина бьет, и предпринять правильные и быстрые действия.
Жидкость — это любое вещество , которое течет; например, нефть, вода, газ и лед — все это примеры жидкостей. При экстремальном давлении и температуре почти все действует как жидкость . Жидкости оказывают давление, и это давление возникает из-за плотности и высоты столба жидкости. Нефтяные компании обычно измеряют плотность в фунтах на галлон (ppg) или килограммах на кубический метр (кг/м3 ) , а измерение давления в фунтах на квадратный дюйм (psi) или барах или паскалях (Па). Давление увеличивается с плотностью жидкости. Чтобы узнать величину давления, которое жидкость известной плотности оказывает на единицу длины, используется градиент давления . Градиент давления определяется как увеличение давления на единицу глубины из-за ее плотности и обычно измеряется в фунтах на квадратный дюйм на фут или барах на метр. Математически он выражается как;
.
Коэффициент преобразования, используемый для преобразования плотности в давление, составляет 0,052 в имперской системе и 0,0981 в метрической системе .
Гидро означает воду или жидкость, которая оказывает давление, а статика означает неподвижность или состояние покоя. Таким образом, гидростатическое давление — это общее давление жидкости, создаваемое весом столба жидкости, действующего на любую заданную точку в скважине. В нефтегазовых операциях оно математически представляется как
или
.
Истинная вертикальная глубина — это расстояние, на которое скважина уходит под землю. Измеренная глубина — это длина скважины, включая любые наклонные или горизонтальные секции. Рассмотрим две скважины, X и Y. Скважина X имеет измеренную глубину 9800 футов и истинную вертикальную глубину 9800 футов, в то время как скважина Y имеет измеренную глубину 10380 футов, а ее истинная вертикальная глубина составляет 9800 футов. Для расчета гидростатического давления в забое скважины используется истинная вертикальная глубина, поскольку сила тяжести действует (тянет) вертикально вниз по скважине. [2]
Пластовое давление — это давление жидкости в поровых пространствах породы пласта. На это давление может влиять вес покрывающих пород (слоев породы) над пластом, который оказывает давление как на зерна, так и на поровые жидкости. Зерна — это твердый или скальный материал, в то время как поры — это пространства между зернами. Если поровые жидкости могут свободно перемещаться или выходить, зерна теряют часть своей поддержки и сближаются. Этот процесс называется консолидацией. [3] В зависимости от величины порового давления его описывают как нормальное, аномальное или субнормальное. [4] [5]
Нормальное поровое давление или пластовое давление равно гидростатическому давлению пластового флюида, простирающемуся от поверхности до рассматриваемого поверхностного пласта. Другими словами, если бы структура была открыта и позволила заполнить колонну, длина которой равна глубине пласта, то давление на дне колонны было бы подобно пластовому давлению, а давление на поверхности было бы равно нулю. Нормальное поровое давление не является постоянным. Его величина меняется в зависимости от концентрации растворенных солей, типа флюида, присутствующих газов и градиента температуры.
Когда нормально напорный пласт поднимается к поверхности, не теряя при этом поровую жидкость, он меняет нормальное давление (на большей глубине) на аномальное (на меньшей глубине). Когда это происходит, а затем кто-то бурит пласт, для контроля может потребоваться вес бурового раствора до 20 ppg (2397 кг/м³). Этот процесс объясняет многие неглубокие, аномально напорные зоны в мире. В районах, где присутствуют сбросы, прогнозируются соляные слои или купола или известны чрезмерные геотермальные градиенты, буровые работы могут столкнуться с аномальным давлением.
Аномальное поровое давление определяется как любое поровое давление, которое больше гидростатического давления пластовой жидкости, занимающей поровое пространство. Иногда его называют избыточным давлением или геодавлением. Аномально давленное образование часто можно предсказать с помощью истории скважины, поверхностной геологии, скважинных каротажных диаграмм или геофизических исследований.
Субнормальное поровое давление определяется как любое пластовое давление, которое меньше соответствующего гидростатического давления жидкости на заданной глубине. [6] Пласты с субнормальным давлением имеют градиенты давления ниже, чем у пресной воды или менее 0,433 фунта на квадратный дюйм/фут (0,0979 бар/м). Естественное субнормальное давление может возникнуть, когда покрывающий слой был снят, оставив пласт открытым на поверхности. Истощение исходных поровых жидкостей через испарение, капиллярное действие и разбавление создают гидростатические градиенты ниже 0,433 фунта на квадратный дюйм/фут (0,0979 бар/м). Субнормальное давление также может быть вызвано истощением пластовых жидкостей. Если пластовое давление < гидростатического давления, то он находится под давлением. Если пластовое давление > гидростатического давления, то он находится под избыточным давлением.
Давление разрыва — это величина давления, необходимая для постоянной деформации структуры горной породы формации. Преодоление давления формации обычно недостаточно для возникновения трещин. Если больше жидкости свободно перемещается, медленная скорость входа в формацию не вызовет трещин. Если поровая жидкость не может уйти с пути, может произойти разрыв и постоянная деформация формации. Давление разрыва может быть выражено как градиент (psi/ft), эквивалент плотности жидкости (ppg) или рассчитанное общее давление в формации (psi). Градиенты разрыва обычно увеличиваются с глубиной из-за увеличения давления покрывающей породы . Глубокие, сильно уплотненные формации могут потребовать высокого давления разрыва для преодоления существующего давления формации и сопротивляющейся структуры породы. Слабо уплотненные формации, такие как те, что находятся на шельфе в глубокой воде, могут разрушаться при низких градиентах (ситуация усугубляется тем фактом, что часть общей «покрывающей породы» на поверхности представляет собой морскую воду, а не более тяжелую породу, которая присутствовала бы в в остальном сопоставимой наземной скважине). Давление разрыва на любой заданной глубине может значительно различаться из-за геологии района.
Давление на забое скважины используется для представления суммы всех давлений, оказываемых на дно скважины. Давление оказывается на стенки скважины. Гидростатический столб жидкости составляет большую часть давления, но давление для перемещения жидкости вверх по кольцевому пространству также действует на стенки. В больших диаметрах это кольцевое давление невелико, редко превышая 200 фунтов на квадратный дюйм (13,79 бар). В меньших диаметрах оно может составлять 400 фунтов на квадратный дюйм (27,58 бар) или выше. Противодавление или давление, удерживаемое на штуцере, еще больше увеличивает давление на забое скважины, которое можно оценить, суммируя все известные давления, действующие в кольцевой (обсадной) стороне или на ней. Давление на забое скважины можно оценить во время следующих действий
Если жидкость не движется, скважина статична. Давление на забое скважины (BHP) равно гидростатическому давлению (HP) на кольцевой стороне. Если скважина закрыта на выброс, давление на забое скважины равно гидростатическому давлению в кольцевом пространстве плюс давление в обсадной колонне (устьевое или поверхностное давление).
Во время циркуляции забойное давление равно гидростатическому давлению на кольцевой стороне плюс потеря давления в кольцевом пространстве (ПЗД).
При циркуляции с вращающейся головкой забойное давление равно гидростатическому давлению на затрубном пространстве плюс потеря давления в затрубном пространстве плюс противодавление вращающейся головки.
Давление на забое равно гидростатическому давлению на кольцевой стороне плюс потеря давления в кольцевом пространстве плюс давление в штуцере (обсадной колонне). Для подводных скважин добавьте потерю давления в штуцерной линии.
Точная оценка цементирования обсадной колонны, а также пласта важна во время бурения и последующих этапов. Информация, полученная в результате испытаний на целостность пласта (FIT), используется на протяжении всего срока службы скважины и для близлежащих скважин. Глубина обсадной колонны, варианты управления скважиной, давление разрыва пласта и ограничивающий вес жидкости могут быть основаны на этой информации. Для определения прочности и целостности пласта может быть проведено испытание на утечку (LOT) или испытание на целостность пласта (FIT).
FIT — это: метод проверки цементного уплотнения между обсадной колонной и пластом. LOT определяет давление и/или вес жидкости, которые может выдержать испытательная зона под обсадной колонной. Жидкость в скважине должна циркулировать в чистом виде, чтобы гарантировать, что она имеет известную и постоянную плотность. Если используется буровой раствор, он должен быть надлежащим образом подготовлен, а прочность геля должна быть минимизирована. Используемый насос должен быть насосом для испытаний высокого давления с малым объемом или цементировочным насосом. Буровые насосы могут использоваться, если на буровой установке есть электроприводы на буровых насосах, и их можно медленно переворачивать. Если необходимо использовать буровой насос, и насос нельзя легко контролировать на низких скоростях, то необходимо изменить метод утечки. Хорошей идеей будет построить график зависимости давления от времени или объема для всех испытаний на утечку. [7]
Основными причинами проведения FIT являются: [8]
Часто бывает полезно визуализировать скважину как U-образную трубу. Колонка Y трубки представляет собой кольцевое пространство, а колонка X представляет собой трубу (колонну) в скважине. Дно U-образной трубки представляет собой дно скважины. В большинстве случаев жидкости создают гидростатическое давление как в трубе, так и в кольцевом пространстве. Атмосферное давление можно опустить, поскольку оно действует одинаково на обе колонны. Если жидкость в трубе и кольцевом пространстве имеет одинаковую плотность, гидростатическое давление будет равным, и жидкость будет статичной по обе стороны трубки. Если жидкость в кольцевом пространстве тяжелее, она будет оказывать большее давление вниз и будет течь в колонну, выталкивая часть более легкой жидкости из колонны, вызывая поток на поверхности. Затем уровень жидкости падает в кольцевом пространстве, выравнивая давления. Учитывая разницу в гидростатических давлениях, жидкость будет пытаться достичь сбалансированной точки. Это называется U-образной трубой, и это объясняет, почему часто возникает поток из трубы при выполнении соединений. Это часто очевидно при быстром бурении, поскольку эффективная плотность в кольцевом пространстве увеличивается за счет шлама. [9]
Эквивалентная циркуляционная плотность (ЭЦП) определяется как увеличение плотности из-за трения, обычно выражаемое в фунтах на галлон. Эквивалентная циркуляционная плотность (при прямой циркуляции) определяется как кажущаяся плотность жидкости, которая получается в результате добавления кольцевого трения к фактической плотности жидкости в скважине. [10]
или ECD = MW +( p/1.4223*TVD(M)
Где:
Когда буровой раствор находится в статическом состоянии (без циркуляции), давление в любой точке обусловлено только весом бурового раствора и определяется по формуле:
Давление в статическом состоянии =
0,052 * Вес бурового раствора (в фунтах на галлон) * TVD (в футах)
Во время циркуляции давление создается за счет веса бурового раствора, а также за счет давления, создаваемого буровыми насосами для циркуляции бурового раствора.
Давление в условиях циркуляции
= Давление в статическом состоянии
+ Давление из-за перекачки в этой точке или потеря давления в системе
Если мы преобразуем давление в условиях циркуляции в кольцевом пространстве в эквивалент его плотности, то это будет называться ЭЦП.
Разделим приведенное выше уравнение на 0,052*TVD в обеих частях:
ECD = (Давление в статическом состоянии + Потеря давления в кольцевом пространстве) / (0,052 * TVD)
ECD = MW + Потеря кольцевого давления / (0,052 * TVD)
используя (Давление в статическом состоянии = 0,052 * TVD * MW)
Во время спусков (вверх/вниз) бурильная колонна действует как большой поршень, при движении вниз она увеличивает давление под бурильной колонной и выдавливает буровой раствор в пласт, что называется всплеском. Аналогично, при движении вверх под бурильной колонной образуется зона низкого давления, которая всасывает пластовый раствор в ствол скважины, что называется свабом.
Общее давление, действующее на ствол скважины, зависит от движения трубы вверх или вниз. Спуск и подъем трубы в скважину и из нее — еще одна распространенная операция во время заканчивания и ремонта скважин. К сожалению, статистика показывает, что большинство выбросов происходит во время спусков. Поэтому понимание основных концепций спускоподъемных операций является основной проблемой при заканчивании/ремонте скважин.
Движение трубы вниз (спуск) создает давление, которое оказывается на дно скважины. Когда труба входит в скважину, жидкость в скважине должна двигаться вверх, чтобы выйти из объема, потребляемого трубой. Сочетание движения трубы вниз и движения жидкости вверх (или поршневого эффекта) приводит к повышению давления по всей скважине. Это повышение давления обычно называется давлением скачка давления.
Движение трубы вверх (вытягивание) также влияет на давление на дне скважины. При вытягивании трубы жидкость должна двигаться вниз и замещать объем, занимаемый трубой. Чистый эффект движений вверх и вниз создает снижение давления на забое скважины. Это снижение давления называется давлением сваба. Как на давление сваба, так и на давление сваба влияют: [11]
Чем быстрее движется труба, тем сильнее эффекты пульсации и сваба. Чем больше плотность жидкости, вязкость и прочность геля, тем сильнее эффекты пульсации и сваба. Наконец, скважинные инструменты, такие как пакеры и скребки, которые имеют небольшой кольцевой зазор, также усиливают эффекты пульсации и сваба. Определение фактических давлений пульсации и сваба можно выполнить с помощью программ-калькуляторов WORKPRO и DRILPRO или руководств по гидравлике.
При контроле скважины дифференциальное давление определяется как разница между пластовым давлением и гидростатическим давлением на забое скважины. [12] Они классифицируются как избыточное, недостаточное или сбалансированное.
Шлам — это фрагменты породы, отколотые, соскобленные или раздробленные от пласта под действием бурового долота . Размер, форма и количество шлама во многом зависят от типа пласта, веса на долото, остроты долота и перепада давления (гидростатическое давление пласта по сравнению с гидростатическим давлением жидкости). Размер шлама обычно уменьшается по мере затупления долота во время бурения, если вес на долото, тип пласта и перепад давления остаются постоянными. Однако если перепад давления изменяется (увеличивается давление пласта), даже тупое долото может резать более эффективно, а размер, форма и количество шлама могут увеличиться.
Выброс определяется как нежелательный приток пластовой жидкости в ствол скважины . Если его не остановить, выброс может перерасти в выброс (неконтролируемый приток пластовой жидкости в ствол скважины). Результат неспособности контролировать выброс приводит к потере времени работы, потере скважины и, вполне возможно, потере буровой установки и жизней персонала. [13]
Как только гидростатическое давление становится меньше порового давления пласта, пластовая жидкость может поступать в скважину. Это может произойти, когда происходит одно или комбинация следующих событий:
При подъеме из скважины объем извлеченной трубы приводит к соответствующему уменьшению жидкости в стволе скважины. Всякий раз, когда уровень жидкости в скважине понижается, гидростатическое давление, которое она оказывает, также уменьшается, и если снижение гидростатического давления падает ниже порового давления пласта, скважина может течь. Поэтому скважина должна быть заполнена, чтобы поддерживать достаточное гидростатическое давление для контроля пластового давления. Во время подъема труба может быть сухой или влажной в зависимости от условий. API7G [ необходимо разъяснение ] иллюстрирует методологию расчета точного смещения трубы и дает правильные графики и таблицы. Объем для заполнения скважины при подъеме сухой трубы составляет:
Для расчета объема, необходимого для заполнения скважины при подъеме мокрой трубы, задается следующая формула:
В некоторых скважинах мониторинг объемов заполнения во время спусков может быть осложнен потерями через перфорации . Скважины могут быть изначально полны жидкости, но со временем жидкость просачивается в резервуар . В таких скважинах объем заполнения всегда превышает расчетный или теоретический объем трубы, извлеченной из скважины. В некоторых месторождениях скважины имеют низкое пластовое давление и не будут поддерживать полный столб жидкости. В этих скважинах заполнение отверстия жидкостью по существу невозможно, если не использовать своего рода закупоривающий агент для временного перекрытия зоны субнормального давления. Обычной практикой является закачка теоретического объема заполнения при подъеме из скважины. [14]
Буровой раствор в стволе скважины должен оказывать достаточное гидростатическое давление, чтобы равняться поровому давлению пласта. Если гидростатическое давление жидкости меньше давления пласта, скважина может течь. Наиболее распространенной причиной недостаточной плотности жидкости является бурение в неожиданных аномально давленных пластах. Такая ситуация обычно возникает при столкновении с непредсказуемыми геологическими условиями. Например, бурение через разлом, который резко меняет буримый пласт. Неправильное обращение с буровым раствором на поверхности является причиной многих случаев недостаточного веса жидкости. Например, открытие неправильного клапана на всасывающем коллекторе насоса и закачка бака с легкой жидкостью; удар по водяному клапану, в результате чего добавляется больше, чем предполагалось; промывка вибросит; или очистные работы. Все это может повлиять на вес бурового раствора.
Свабирование происходит в результате движения трубы вверх в скважине и приводит к снижению забойного давления. В некоторых случаях снижение забойного давления может быть достаточно большим, чтобы вызвать депрессию в скважине и позволить пластовым флюидам попасть в ствол скважины. Первоначальное действие свабирования, усугубленное снижением гидростатического давления (из-за попадания пластовых флюидов в скважину), может привести к значительному снижению забойного давления и большему притоку пластовых флюидов. Поэтому раннее обнаружение свабирования во время спусков имеет решающее значение для минимизации размера выброса. Многие условия в стволе скважины увеличивают вероятность свабирования во время спуска. Действие свабирования (поршня) усиливается, когда трубу тянут слишком быстро. Плохие свойства жидкости, такие как высокая вязкость и прочность геля, также увеличивают вероятность свабирования скважины. Кроме того, инструменты с большим наружным диаметром (OD) (пакеры, скребки, ловильные инструменты и т. д.) усиливают поршневой эффект. Эти условия необходимо распознавать, чтобы снизить вероятность свабирования скважины во время операций по завершению/ремонту скважины. Как упоминалось ранее, существует несколько компьютерных и калькуляторных программ, которые могут оценивать давление скачка и свабирования. Свабирование обнаруживается путем тщательного мониторинга объемов заполнения скважин во время спусков. Например, если из скважины извлечены три бочки стали (трубы), и для заполнения скважины требуется всего две бочки жидкости, то, вероятно, в ствол скважины был свабирован один ствол. Особое внимание следует уделять объемам заполнения скважин, поскольку статистика показывает, что большинство скачков происходит во время спусков. [15]
Другой причиной выброса во время операций по завершению/ремонту скважины является потеря циркуляции. Потеря циркуляции приводит к падению как уровня жидкости, так и гидростатического давления в скважине. Если гидростатическое давление падает ниже пластового давления, скважина дает выброс. Три основные причины потери циркуляции:
В случае бурения поисковой или разведочной скважины (часто пластовые давления точно не известны) долото внезапно проникает в пласт с аномальным давлением, в результате чего гидростатическое давление бурового раствора становится меньше пластового давления и происходит выброс.
Когда газ циркулирует на поверхности, он расширяется и снижает гидростатическое давление, достаточное для того, чтобы обеспечить удар. Хотя плотность бурового раствора значительно уменьшается на поверхности, гидростатическое давление не уменьшается значительно, поскольку расширение газа происходит вблизи поверхности, а не на дне.
Четвертая причина выброса — плохое планирование. Программы по буровому раствору и обсадке влияют на контроль скважины. Эти программы должны быть достаточно гибкими, чтобы позволить устанавливать все более глубокие обсадные колонны; в противном случае может возникнуть ситуация, когда будет невозможно контролировать выбросы или потерю циркуляции.
Во время бурения выбросы обычно глушатся с помощью метода бурильщика, инженера или гибридного метода, называемого Concurrent, с прямой циркуляцией. Выбор будет зависеть от:
Для операций по капитальному ремонту или завершению скважины часто используются другие методы. Bullheading является распространенным способом глушения скважины во время операций по капитальному ремонту и завершению скважины, но не часто используется во время бурения. Обратная циркуляция является еще одним методом глушения, используемым для капитального ремонта скважины, который не используется для бурения. [16]
