Введение

Техника, используемая в нефтяных и газовых операциях для предотвращения притока флюидов в скважину. Контроль скважины – это техника, применяемая в нефтяных и газовых операциях, таких как бурение, капитальный ремонт скважин и заканчивание скважин, для поддержания гидростатического давления и пластового давления с целью предотвращения притока пластовых флюидов в скважину. Эта техника включает в себя оценку давления пластовых флюидов, прочности горных пород и использование обсадных колонн и плотности бурового раствора для уравновешивания этих давлений предсказуемым образом. Понимание давления и взаимосвязей между давлениями имеет важное значение для контроля скважины. Целью нефтегазовых операций является выполнение всех задач безопасно и эффективно, без негативного воздействия на окружающую среду. Эта цель может быть достигнута только при условии постоянного поддержания контроля скважины. Понимание давления и взаимосвязей между давлениями важно для предотвращения фонтанирования опытным персоналом, способным вовремя обнаружить признаки начала поглощения и принять соответствующие оперативные меры.

Давление жидкости

Жидкость — это любое вещество, которое течет; например, масло, вода, газ и лёд — все это примеры жидкостей. При экстремальном давлении и температуре почти любое вещество ведет себя как жидкость. Жидкости оказывают давление, которое обусловлено плотностью и высотой столба жидкости. Нефтяные компании обычно измеряют плотность в фунтах на галлон (ppg) или килограммах на кубический метр (kg/m3), а давление — в фунтах на квадратный дюйм (psi), барах или паскалях (Pa). Давление возрастает с увеличением плотности жидкости. Для определения величины давления, оказываемого жидкостью известной плотности на единицу длины, используется градиент давления. Градиент давления определяется как увеличение давления на единицу глубины, вызванное плотностью жидкости, и обычно измеряется в фунтах на квадратный дюйм на фут или барах на метр. Он выражается математически как; Коэффициент пересчета для преобразования плотности в давление составляет 0,052 в имперской системе и 0,0981 в метрической системе.

Формирующее давление

Формирующее давление — это давление флюида в порах горной породы. На это давление может влиять вес вышележащих пород, оказывающий давление как на зерна, так и на флюид в порах. Зерна — это твердый или скальный материал, а поры — пространства между зернами. Если флюид в порах свободно перемещается или выходит наружу, зерна теряют часть своей поддерживающей функции и сближаются. Этот процесс называется консолидацией. В зависимости от величины давления в порах, оно классифицируется как нормальное, аномальное или субнормальное.

Нормальная

Нормальное пластовое давление или давление в порах равно гидростатическому давлению пластовой жидкости, простирающемуся от поверхности до рассматриваемого пласта. Иными словами, если бы пласт был вскрыт и позволили заполнить колонну, высота которой равна глубине пласта, то давление в нижней части колонны было бы аналогично пластовому давлению, а давление на поверхности – равно нулю. Нормальное пластовое давление не является постоянным. Его величина изменяется в зависимости от концентрации растворенных солей, типа жидкости, присутствующих газов и температурного градиента. Когда пласт с нормальным давлением поднимается к поверхности, при этом не допуская потери пластовой жидкости, он переходит от нормального давления (на большей глубине) к аномальному давлению (на меньшей глубине). В этом случае, при бурении в такой пласт, для контроля может потребоваться плотность бурового раствора до 20 ppg (2397 кг/м³). Этот процесс объясняет наличие многих неглубоких зон с аномальным давлением в мире. В районах с разломами, прогнозируемым наличием соляных слоев или куполов, или при известных повышенных геотермальных градиентах, буровые работы могут столкнуться с аномальным давлением.

Необычно

Аномальное давление в порах определяется как любое давление в порах, превышающее гидростатическое давление пластовой жидкости, заполняющей поровое пространство. Его также иногда называют повышенным давлением или геодавлением. Формации с аномальным давлением часто можно прогнозировать на основе истории скважин, поверхностной геологии, каротажных диаграмм или геофизических исследований.

Недостаточно

Аномально низкое пластовое давление определяется как любое давление в пласте, которое меньше соответствующего гидростатического давления жидкости на заданной глубине. Пласты с аномально низким давлением характеризуются градиентами давления ниже, чем у пресной воды, или менее 0,433 psi/ft (0,0979 бар/м). Естественное аномально низкое давление может развиваться при удалении вышележащих пород, что приводит к обнажению пласта на поверхности. Истощение исходных пластовых флюидов посредством испарения, капиллярного действия и разбавления приводит к гидростатическим градиентам ниже 0,433 psi/ft (0,0979 бар/м). Аномально низкое давление также может быть вызвано выработкой пластовых флюидов. Если пластовое давление < гидростатическое давление, то пласт находится в состоянии пониженного давления. Если пластовое давление > гидростатическое давление, то пласт находится в состоянии повышенного давления.

Напряжение при переломе

Напряжение разрушения – это давление, необходимое для необратимой деформации горной породы в пласте. Преодоления пластового давления обычно недостаточно для образования трещин. Если в пласте достаточно свободного пространства для перемещения жидкости, медленная скорость закачки не приведет к разрушению. Однако, если поровая жидкость не может вытесняться, может произойти образование трещин и необратимая деформация пласта. Напряжение разрушения может быть выражено в виде градиента (psi/ft), эквивалента плотности жидкости (ppg) или в виде расчетного абсолютного давления в пласте (psi). Градиенты напряжения разрушения обычно увеличиваются с глубиной из-за возрастания давления вышележащих пород. Глубокие, сильно уплотненные пласты могут требовать высокого напряжения разрушения для преодоления существующего пластового давления и сопротивления горной породы. Слабоуплотненные пласты, такие как те, что встречаются в глубоководных шельфовых зонах, могут разрушаться при низких градиентах (ситуация усугубляется тем, что часть общего "нагрузочного давления" на поверхность приходится на морскую воду, а не на более тяжелую породу, которая была бы в аналогичной наземной скважине). Напряжение разрушения на определенной глубине может значительно варьироваться из-за геологических особенностей района.

Давление в нижней отверстии

Давление на забое скважины используется для представления суммы всех давлений, действующих на дно скважины. Это давление оказывается на стенки скважины. Большая часть давления обусловлена гидростатическим столбом жидкости, но давление, необходимое для подъема жидкости по кольцевому пространству, также действует на стенки. При больших диаметрах это кольцевое давление невелико и редко превышает 200 psi (13,79 бар). При меньших диаметрах оно может достигать 400 psi (27,58 бар) и более. Противодавление или давление на дроссельном устройстве дополнительно повышает давление на забое, которое можно оценить, суммируя все известные давления, действующие в кольцевом (обсадном) пространстве или на него. Давление на забое скважины можно оценить во время следующих операций.

Статика

Если жидкость не движется, скважина находится в статическом состоянии. Давление на забое (BHP) равно гидростатическому давлению (HP) в кольцевом пространстве. Если скважина перекрыта при поступлении пластовых флюидов, давление на забое равно гидростатическому давлению в кольцевом пространстве плюс давление в колонне (на устье скважины или поверхностное давление).

Нормальная циркуляция

Во время циркуляции давление на забое скважины равно гидростатическому давлению в кольцевом пространстве плюс потеря давления в кольцевом пространстве (APL).

Ротационная головка

При циркуляции с вращающейся головкой давление на забое равно гидростатическому давлению в кольцевом пространстве, плюс потери давления в кольцевом пространстве, плюс противодавление вращающейся головки.

В общем, я не знаю, что делать.

Давление на забое скважины равно гидростатическому давлению в кольцевом пространстве, плюс потери давления в кольцевом пространстве, плюс давление на устье (в колонне). Для подводных установок, добавить потери давления в линии дросселя.

Концепции U-труб

Часто полезно представлять скважину в виде U-образной трубки. Колонка Y трубки представляет собой кольцевое пространство, а колонка X – трубу (ствол) в скважине. Дно U-образной трубки соответствует забою скважины. В большинстве случаев жидкости создают гидростатическое давление как в трубе, так и в кольцевом пространстве. Атмосферное давление можно не учитывать, поскольку оно действует одинаково на обе колонки. Если жидкости в трубе и кольцевом пространстве имеют одинаковую плотность, гидростатические давления будут равны, и жидкость будет находиться в статическом состоянии по обе стороны трубки. Если жидкость в кольцевом пространстве тяжелее, она будет оказывать большее давление вниз и вытеснять часть более легкой жидкости из трубы, вызывая приток на поверхности. Уровень жидкости в кольцевом пространстве затем понизится, уравнивая давление. При разнице в гидростатических давлениях жидкость будет стремиться к точке равновесия. Этот эффект называется U-трубным эффектом и объясняет, почему часто наблюдается приток из трубы при соединении труб. Это особенно заметно при быстром бурении, поскольку эффективная плотность в кольцевом пространстве увеличивается за счет выбуренной породы.

Дифференциальное давление

В контроле скважины, дифференциальное давление определяется как разница между давлением в пласте и гидростатическим давлением на забое. Эти состояния классифицируются как перебалансированное, недобалансированное или сбалансированное. Перебалансированное – гидростатическое давление на забое превышает давление в пласте. т.е. HP > FP

Недобалансированное – гидростатическое давление на забое меньше давления в пласте. т.е. HP < FP

Сбалансированное – гидростатическое давление на забое равно давлению в пласте. т.е. HP = FP

Изменение отрезков: форма, размер, количество, тип

Выбуренная порода – это фрагменты горных пород, отколотые, соскобленные или раздробленные от пласта действием долота. Размер, форма и количество выбуренной породы во многом зависят от типа пласта, нагрузки на долото, остроты долота и разности давлений (пластовое давление против гидростатического давления бурового раствора). Обычно размер выбуренной породы уменьшается по мере затупления долота в процессе бурения, при условии, что нагрузка на долото, тип пласта и разность давлений остаются постоянными. Однако, если разность давлений изменяется (пластовое давление возрастает), даже затупленное долото может резать более эффективно, и размер, форма и количество выбуренной породы могут увеличиться.

Удар

Удар определяется как нежелательный приток пластовой жидкости в скважину. Если удар не контролируется, он может перерасти в фонтанирование (неуправляемый приток пластовой жидкости в скважину). Неспособность справиться с ударом приводит к потере времени работы, потере скважины и, возможно, к потере буровой установки и человеческих жизней.

Недостаточная плотность грязи (жидкости)

Грязь в стволе скважины должна оказывать достаточное гидростатическое давление, равное давлению пласта. Если гидростатическое давление жидкости меньше давления пласта, скважина может начать давать фонтан. Наиболее распространенной причиной недостаточной плотности жидкости является бурение в неожиданно аномально пластовых условиях. Такая ситуация обычно возникает при столкновении с непредвиденными геологическими условиями, например, при бурении через разлом, который резко меняет состав проходящей породы. Неправильное обращение с буровым раствором на поверхности также приводит к недостаточной плотности. Например, открытие не того клапана на всасывающем коллекторе насоса, что приводит к перекачке резервуара с легким раствором; случайное открытие клапана подачи воды, что приводит к добавлению большего объема, чем планировалось; промывка сит для очистки бурового раствора; или проведение промывочных операций. Все это может повлиять на плотность бурового раствора.

Смывание / Напряжение

Смазка происходит в результате подъема колонны труб в скважине и приводит к снижению давления на забое. В некоторых случаях снижение давления на забое может быть достаточно значительным, чтобы вызвать разбаланс скважины и позволить пластовым флюидам поступить в скважину. Первоначальное смазывающее действие, усугубляемое снижением гидростатического давления (из-за поступления пластовых флюидов в скважину), может привести к существенному снижению давления на забое и увеличению притока пластовых флюидов. Поэтому своевременное обнаружение смазки при подъеме/спуске колонны имеет решающее значение для минимизации объема поглощения. Многие условия в скважине повышают вероятность смазки при поездке. Смазывающее (поршневое) действие усиливается при слишком быстрой скорости подъема колонны. Плохие свойства жидкости, такие как высокая вязкость и предел текучести, также увеличивают вероятность смазки скважины. Кроме того, инструменты большого наружного диаметра (упаковщики, скребки, рыбоуловители и т.д.) усиливают поршневой эффект. Необходимо учитывать эти условия, чтобы снизить вероятность смазки скважины во время заканчивающих/ремонтных работ. Как упоминалось ранее, существует несколько компьютерных программ и калькуляторов, которые могут оценить гидравлические удары и давление смазки. Смазка обнаруживается путем тщательного контроля объемов заполнения скважины при подъеме/спуске колонны. Например, если из скважины извлекается три бочки стали (труб), а для заполнения скважины требуется только две бочки жидкости, то, вероятно, в скважину было смазано поглощение объемом в одну бочку. Особое внимание следует уделять объемам заполнения скважины, поскольку статистика показывает, что большинство поглощений происходят при поездках.

Аномальное давление

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

Газообработанная грязь

Когда газ поднимается к поверхности, он расширяется и снижает гидростатическое давление до уровня, достаточного для проявления признаков поглощения. Хотя плотность бурового раствора значительно снижается на поверхности, гидростатическое давление уменьшается незначительно, поскольку расширение газа происходит у поверхности, а не в забое.

Плохое планирование скважины

Четвертая причина возникновения поглощения – плохое планирование. Программы по подготовке промывочной жидкости и обсадным трубам влияют на контроль скважины. Эти программы должны быть достаточно гибкими, чтобы обеспечивать возможность спуска постепенно углубляющихся колонн обсадных труб; в противном случае может возникнуть ситуация, когда контроль над поглощением или потеря циркуляции станут невозможными.