Kontrola szybu naftowego
Kontrola odwiertów naftowych to zarządzanie niebezpiecznymi skutkami spowodowanymi nieoczekiwanym uwolnieniem płynu formacyjnego , takiego jak gaz ziemny i / lub ropa naftowa , na wyposażenie powierzchniowe platform wiertniczych naftowych lub gazowych i przedostaniem się do atmosfery. Z technicznego punktu widzenia kontrola odwiertów naftowych polega na zapobieganiu przedostawaniu się gazu lub płynu formacyjnego (węglowodorów), zwykle określanych jako kopanie , do odwiertu podczas wiercenia lub interwencji w odwiert.
Płyn formacyjny może dostać się do odwiertu, jeśli ciśnienie wywierane przez kolumnę płynu wiertniczego nie jest wystarczająco duże, aby pokonać ciśnienie wywierane przez płyny w wierconej formacji (ciśnienie porowe) . Kontrola odwiertu naftowego obejmuje również monitorowanie odwiertu pod kątem oznak zbliżającego się napływu płynu złożowego do odwiertu podczas wiercenia oraz procedury mające na celu zatrzymanie przepływu w odwiercie, gdy to nastąpi, poprzez podjęcie odpowiednich działań zaradczych.
Brak zarządzania i kontrolowania tych skutków ciśnienia może spowodować poważne uszkodzenie sprzętu i obrażenia ciała lub utratę życia. Niewłaściwie zarządzane sytuacje kontroli odwiertu mogą powodować erupcje , które są niekontrolowanymi i wybuchowymi wydaleniami węglowodorów formacyjnych z odwiertu, co może skutkować pożarem.
Znaczenie kontroli szybów naftowych
Kontrola szybów naftowych jest jednym z najważniejszych aspektów operacji wiertniczych. Niewłaściwe obchodzenie się z kopnięciami w kontroli szybów naftowych może skutkować wybuchami z bardzo poważnymi konsekwencjami, w tym utratą cennych zasobów, a także życia personelu terenowego. Mimo że koszt wybuchu (w wyniku niewłaściwej/brak kontroli szybu naftowego) może z łatwością osiągnąć kilka milionów dolarów, strata pieniężna nie jest tak poważna, jak inne szkody, które mogą wystąpić: nieodwracalne szkody dla środowiska, odpady cennych zasobów, zniszczonego sprzętu, a co najważniejsze, bezpieczeństwo i życie personelu platformy wiertniczej.
Aby zapobiec skutkom wybuchu, należy zwrócić szczególną uwagę na kontrolę szybów naftowych. Dlatego procedury kontroli odwiertu naftowego powinny być wdrożone przed rozpoczęciem nienormalnej sytuacji zauważonej w odwiercie, a najlepiej, gdy zostanie zlokalizowana nowa pozycja wiertnicy. Innymi słowy, obejmuje to czas wybrania nowej lokalizacji, wszystkie wiercenie, ukończenie , przebudowę , awarie oraz wszelkie inne operacje związane z odwiertami, które należy wykonywać z myślą o właściwej kontroli odwiertów naftowych. Ten rodzaj przygotowań obejmuje szeroko zakrojone szkolenia personelu, opracowanie ścisłych wytycznych operacyjnych i zaprojektowanie programów wierceń – maksymalizujących prawdopodobieństwo pomyślnego odzyskania kontroli hydrostatycznej odwiertu po znacznym dopływie płynu złożowego.
Podstawowe pojęcia i terminologia
Ciśnienie jest bardzo ważnym pojęciem w przemyśle naftowym i gazowym. Ciśnienie można zdefiniować jako: siłę wywieraną na jednostkę powierzchni. Jego SI jest niuton na metr kwadratowy lub paskale . Inna jednostka, bar , jest również szeroko stosowana jako miara ciśnienia, przy czym 1 bar jest równy 100 kilopaskalom. Zwykle ciśnienie jest mierzone w amerykańskim przemyśle naftowym w jednostkach siły funta na cal kwadratowy powierzchni lub psi. 1000 psi równa się 6894,76 kilopaskali.
Ciśnienie hydrostatyczne
Ciśnienie hydrostatyczne (HSP), jak stwierdzono, jest definiowane jako ciśnienie spowodowane słupem płynu, który się nie porusza. Oznacza to, że kolumna płynu, która jest statyczna lub w spoczynku, wywiera ciśnienie z powodu lokalnej siły grawitacji na kolumnę płynu.
Wzór na obliczenie ciśnienia hydrostatycznego w jednostkach SI ( N / m 2 ) to:
- Ciśnienie hydrostatyczne = Wysokość (m) × Gęstość (kg/m 3 ) × Grawitacja (m/s 2 ).
Wszystkie płyny w odwiercie wywierają ciśnienie hydrostatyczne, które jest funkcją gęstości i pionowej wysokości słupa płynu. W amerykańskich jednostkach pola naftowego ciśnienie hydrostatyczne można wyrazić jako:
- HSP = 0,052 × MW × TVD' , gdzie MW ( w masa błota lub gęstość ) to gęstość płynu wiertniczego w funtach na galon (ppg), TVD to rzeczywista pionowa głębokość stopach, a HSP to ciśnienie hydrostatyczne w psi.
0,052 jest potrzebne jako współczynnik konwersji na jednostkę psi HSP.
Aby przeliczyć te jednostki na jednostki SI, można użyć:
- 1 ppg ≈ 119,826 4273 kg/ m3
- 1 stopa = 0,3048 metra
- 1 psi = 0,0689475729 bara
- 1 bar = 10 5 paskali
- 1 bar = 15 psi
Gradient ciśnienia
Gradient ciśnienia jest opisany jako ciśnienie na jednostkę długości. Często w kontroli szybów naftowych ciśnienie wywierane przez płyn jest wyrażane jako jego gradient ciśnienia. Jednostką SI jest paskal/metr. Gradient ciśnienia hydrostatycznego można zapisać jako:
- Gradient ciśnienia (psi/ft) = HSP/TVD = 0,052 × MW (ppg).
Ciśnienie formacji
Ciśnienie formacji to ciśnienie wywierane przez płyny formacyjne , czyli ciecze i gazy zawarte w formacjach geologicznych napotykanych podczas wiercenia ropy naftowej lub gazu. Można również powiedzieć, że jest to ciśnienie panujące w porach wierconej formacji lub złoża. Ciśnienie złoża jest wypadkową ciśnienia hydrostatycznego płynów złożowych, powyżej interesującej nas głębokości, wraz z ciśnieniem uwięzionym w złożu. Pod ciśnieniem formacji występują 3 poziomy: formacja pod normalnym ciśnieniem, nienormalne ciśnienie formacji lub poniżej normalnego ciśnienia formacji.
- Formacja normalnie pod presją
Formacja pod normalnym ciśnieniem ma ciśnienie formacji, które jest takie samo jak ciśnienie hydrostatyczne płynów znajdujących się powyżej. Ponieważ płyny nad formacją są zwykle jakąś formą wody, ciśnienie to można zdefiniować jako ciśnienie wywierane przez słup wody od głębokości formacji do poziomu morza.
Normalny gradient ciśnienia hydrostatycznego dla wody słodkiej wynosi 0,433 funta na cal kwadratowy na stopę (psi/stopę) lub 9,792 kilopaskala na metr (kPa/m), a 0,465 psi/stopę dla wody z rozpuszczonymi ciałami stałymi, jak w wodach Zatoki Perskiej, czyli 10,516 kPa/m. Gęstość wody formacji w środowisku słonym lub morskim, takim jak wzdłuż wybrzeża Zatoki Meksykańskiej, wynosi około 9,0 ppm lub 1078,43 kg/ m3 . Ponieważ jest to najwyższa wartość zarówno dla wody Zatoki Perskiej, jak i wody słodkiej, formację o normalnym ciśnieniu można kontrolować za pomocą błota 9,0 ppg.
Czasami ciężar nadkładu, który odnosi się do skał i płynów znajdujących się nad formacją, będzie miał tendencję do zagęszczania formacji, co spowoduje wzrost ciśnienia w formacji, jeśli płyny zostaną uwięzione na miejscu. Formacja w tym przypadku zachowa swoje normalne ciśnienie tylko wtedy, gdy istnieje komunikacja z powierzchnią. W przeciwnym razie dojdzie do nieprawidłowego ciśnienia formacji .
- Nienormalne ciśnienie formacji
Jak omówiono powyżej, gdy płyny są uwięzione w formacji i nie pozwalają na ucieczkę, następuje wzrost ciśnienia prowadzący do nienormalnie wysokiego ciśnienia w formacji. Będzie to na ogół wymagało masy błota większej niż 9,0 ppg do kontroli. Nadmierne ciśnienie, zwane „nadciśnieniem” lub „geociśnieniem”, może spowodować wysadzenie studni lub utratę możliwości kontroli podczas wiercenia.
- Nienormalne ciśnienie formacji
Podnormalne ciśnienie formacji to ciśnienie formacji, które jest niższe niż ciśnienie normalne dla danej głębokości. Jest to powszechne w formacjach, które przeszły w nich produkcję pierwotnego węglowodoru lub płynu formacyjnego.
Ciśnienie przeciążenia
Ciśnienie nadkładu to ciśnienie wywierane przez ciężar skał i zawartych w nich płynów nad strefą zainteresowania. Ciśnienie nadkładu jest różne w różnych regionach i formacjach. Jest to siła, która ma tendencję do zagęszczania formacji w pionie. Gęstość tych zwykłych zakresów skał wynosi około 18 do 22 ppg (2157 do 2636 kg/m 3 ). Ten zakres gęstości wygeneruje gradient ciśnienia przeciążenia około 1 psi/stopę (22,7 kPa/m). Zwykle 1 psi/ft nie ma zastosowania do płytkich osadów morskich lub masywnej soli. Jednak na morzu słup wody morskiej jest lżejszy, a słup podwodnej skały nie sięga aż do powierzchni. Dlatego na głębokości przybrzeżnej zwykle generowane jest niższe ciśnienie nadkładu niż na tej samej głębokości na lądzie.
Matematycznie ciśnienie przeciążenia można wyprowadzić jako:
- S = ρ b × re × g
Gdzie
- g = przyspieszenie grawitacyjne
- S = ciśnienie nadkładu
- ρ b = średnia gęstość objętościowa formacji
- D = grubość pionowa osadów leżących nad nimi
Gęstość objętościowa osadu jest funkcją gęstości macierzy skalnej, porowatości w granicach przestrzeni porowych oraz gęstości płynu porowego. Można to wyrazić jako
- ρ b = φρ fa + (1 – φ)ρ m
Gdzie
- φ = porowatość skały
- ρ f = gęstość płynu formacyjnego
- ρ m = gęstość macierzy skalnej
Ciśnienie pęknięcia
Ciśnienie pęknięcia można zdefiniować jako ciśnienie wymagane do spowodowania uszkodzenia lub pęknięcia formacji. Jak sama nazwa wskazuje, to ciśnienie powoduje pękanie formacji i utratę krążącego płynu. Ciśnienie szczelinowania jest zwykle wyrażane jako gradient, przy czym typowymi jednostkami są psi/ft (kPa/m) lub ppg (kg/m 3 ).
Do spękania formacji generalnie potrzebne są trzy rzeczy, którymi są:
- Pompuj do formacji. Będzie to wymagało ciśnienia w odwiercie większym niż ciśnienie formacji.
- Ciśnienie w odwiercie musi również przekraczać wytrzymałość matrycy skalnej.
- I wreszcie ciśnienie w odwiercie musi być większe niż jedno z trzech głównych naprężeń w formacji.
Ciśnienie pompy (straty ciśnienia w systemie)
Ciśnienie pompy , określane również jako strata ciśnienia w systemie , jest sumą wszystkich strat ciśnienia z wyposażenia powierzchni szybu naftowego, rury wiertniczej , kołnierza wiertła , wiertła oraz pierścieniowych strat tarcia wokół kołnierza wiertła i rura wiertnicza. Mierzy stratę ciśnienia w układzie na początku układu obiegowego i mierzy całkowite ciśnienie tarcia.
Niskie ciśnienie pompy (SPP)
Wolne ciśnienie pompy to ciśnienie cyrkulacji (ciśnienie używane do pompowania płynu przez cały aktywny system płynu, w tym otwór wiertniczy i wszystkie zbiorniki powierzchniowe, które stanowią system główny podczas wiercenia) ze zmniejszoną prędkością. SPP jest bardzo ważny podczas operacji niszczenia odwiertu, w której cyrkulacja (proces, w którym płuczka wiertnicza jest rozprowadzana z kanału ssącego, w dół rury wiertniczej i kołnierzy wiertniczych, na zewnątrz wiertła, w górę pierścienia iz powrotem do dołów podczas wiercenia przebiega) odbywa się ze zmniejszoną szybkością, aby umożliwić lepszą kontrolę ciśnień w obiegu i umożliwić utrzymanie właściwości błota (gęstości i lepkości) na pożądanych wartościach. Wolne ciśnienie pompy może być również określane jako „ciśnienie zabijania” lub „powolne ciśnienie krążenia” lub „ciśnienie zabijania prędkości” i tak dalej.
Ciśnienie zamkniętej rury wiertniczej
Ciśnienie zamkniętej rury wiertniczej (SIDPP), które jest rejestrowane, gdy odwiert jest zamykany podczas wykopu, jest miarą różnicy między ciśnieniem na dnie otworu a ciśnieniem hydrostatycznym (HSP) w rurze wiertniczej. Podczas zamykania odwiertu ciśnienie w odwiercie stabilizuje się, a ciśnienie złożowe zrównuje się z ciśnieniem na dnie otworu. W tym czasie rura wiertnicza powinna być wypełniona płynem o znanej gęstości. Dlatego ciśnienie formacji można łatwo obliczyć za pomocą SIDPP. Oznacza to, że SIDPP daje bezpośredni nacisk formacji podczas kopnięcia.
Ciśnienie w obudowie zamkniętej (SICP)
Ciśnienie w obudowie zamkniętej (SICP) jest miarą różnicy między ciśnieniem formacji a HSP w pierścieniu, gdy występuje kopnięcie.
Ciśnienia występujące w pierścieniu można oszacować za pomocą następującego równania matematycznego:
- FP = błoto HSP + napływ HSP + SICP
Gdzie
- FP = ciśnienie złożowe (psi)
- HSP błoto = ciśnienie hydrostatyczne płuczki w pierścieniu (psi)
- HSP napływ = ciśnienie hydrostatyczne napływu (psi)
- SICP = ciśnienie zamkniętej obudowy (psi)
Ciśnienie w dolnym otworze (BHP)
Ciśnienie od dołu (BHP) to ciśnienie na dnie studni. Ciśnienie jest zwykle mierzone na dnie otworu. Ciśnienie to można obliczyć w statycznym, wypełnionym płynem odwiercie za pomocą równania:
- BHP = D × ρ × C,
Gdzie
- BHP = ciśnienie w dnie otworu
- D = pionowa głębokość odwiertu
- ρ = gęstość
- C = współczynnik konwersji jednostek
- (lub w systemie angielskim BHP = D × MWD × 0,052).
W Kanadzie wzór to głębokość w metrach x gęstość w kg x stały współczynnik grawitacji (0,00981), który daje ciśnienie hydrostatyczne w odwiercie lub (hp) hp = bhp przy wyłączonych pompach. Ciśnienie w dolnym otworze zależy od następujących czynników:
- Ciśnienie hydrostatyczne (HSP)
- Ciśnienie powierzchniowe zamknięcia (SIP)
- Ciśnienie tarcia
- Ciśnienie udarowe (występuje, gdy ciśnienie przejściowe zwiększa ciśnienie w dolnym otworze)
- Nacisk wacika (pojawia się, gdy przejściowe ciśnienie zmniejsza ciśnienie w dolnym otworze)
Można zatem powiedzieć, że BHP jest sumą wszystkich ciśnień na dnie odwiertu, co równa się:
- BHP = HSP + SIP + tarcie + Surge - wymaz
Podstawowe obliczenia w sterowaniu szybami naftowymi
Istnieje kilka podstawowych obliczeń, które należy przeprowadzić podczas kontroli szybu naftowego. Kilka z tych podstawowych obliczeń zostanie omówionych poniżej. Większość jednostek tutaj jest w amerykańskich jednostkach pól naftowych, ale jednostki te można przeliczyć na ich odpowiedniki w układzie SI, korzystając z Konwersja jednostek .
Pojemność
Wydajność przewodu wiertniczego jest istotną kwestią w kontroli szybów naftowych. Pojemność rury wiertniczej, kołnierzy wiertniczych lub otworu to objętość płynu, który może się w nich pomieścić.
Wzór na pojemność jest następujący:
- Pojemność = ID 2 /1029,4
Gdzie
- Pojemność = Objętość w baryłkach na stopę (bbl/ft)
- ID = Średnica wewnętrzna w calach
- 1029,4 = Współczynnik konwersji jednostek
Również całkowita objętość rury lub otworu jest określona wzorem:
- Objętość w baryłkach (bbl) = Pojemność (bbl/ft) × długość (ft)
Stopy rury zajmowanej przez daną objętość wyraża się wzorem:
- Stopy rury (ft) = Objętość błota (bbls) / Pojemność (bbls/ft)
Obliczanie wydajności jest ważne w kontroli szybów naftowych z następujących powodów:
- Objętość rury wiertniczej i kołnierzy wiertniczych musi zostać przepompowana, aby podczas operacji ubijania świdra dostała się do świdra.
- Służy do wykrywania pigułek i zatyczek na różnych głębokościach w odwiercie.
Pojemność pierścieniowa
Jest to objętość zawarta między wewnętrzną średnicą otworu a zewnętrzną średnicą rury. Pojemność pierścieniowa jest dana wzorem:
- Pojemność pierścieniowa (bbl/ft) = ( otwór wewnętrzny 2 - rura zewnętrzna 2 ) / 1029,4
Gdzie
- Otwór ID 2 = Średnica wewnętrzna obudowy lub otwartego otworu w calach
- OD rury 2 = Średnica zewnętrzna rury w calach
podobnie
- Objętość pierścieniowa (bbls) = Pojemność pierścieniowa (bbl/ft) × długość (ft)
I
- Stopy zajmowane przez objętość błota w pierścieniu = Objętość błota (bbls) / Pojemność pierścieniowa (bbls/ft).
Spadek poziomu płynu
Spadek poziomu płynu to odległość, o jaką spadnie poziom błota, gdy suchy sznurek (niezatkany kawałek) zostanie wyciągnięty z odwiertu i jest podawany przez:
- Spadek poziomu płynu = Bbl disp / (korek CSG + Pipe disp)
Lub
- Spadek poziomu płynu = Bbl disp / (korek Ann + korek rury)
a wynikająca z tego utrata HSP jest dana wzorem:
- Utrata HSP = 0,052 × MW × Kropla płynu
Gdzie
- Spadek płynu = odległość, na jaką spada płyn (ft)
- Bbl disp = przemieszczenie wyciągniętej rury (bbl)
- CSG cap = pojemność obudowy (bbl/ft)
- Pipe disp = przemieszczenie rury (bbl/ft)
- Ann cap = pojemność pierścieniowa między obudową a rurą (bbl/ft)
- Korek rury = pojemność rury
- Utrata HSP = Utrata ciśnienia hydrostatycznego (psi)
- MW = Masa błota (ppg)
Podczas wyciągania mokrego sznurka (wiertło jest zatkane) i płyn z rury wiertniczej nie wraca do otworu. Kropla płynu jest następnie zmieniana na następującą:
- Spadek poziomu płynu = Bbl disp / Ann cap
Masa zabicia błota (KMW)
Masa błota zabijania to gęstość błota wymagana do zrównoważenia ciśnienia formacji podczas operacji zabijania. Zabójczą masę błota można obliczyć za pomocą:
- KWM = SIDPP/(0,052 × TVD) + OWM
Gdzie
- KWM = masa zabicia błota (ppg)
- SIDPP = ciśnienie zamkniętej rury wiertniczej (psi)
- TVD = rzeczywista głębokość pionowa (ft)
- OWM = oryginalna masa błota (ppg)
Ale kiedy ciśnienie formacji można określić na podstawie źródeł danych, takich jak ciśnienie w dolnym odwiercie, wówczas KWM można obliczyć w następujący sposób:
- KWM = FP / (0,052 × TVD )
gdzie FP = Ciśnienie formacji.
Kopnięcia
Kopnięcie to wejście płynu formacyjnego do odwiertu podczas operacji wiercenia. Dzieje się tak, ponieważ ciśnienie wywierane przez kolumnę płynu wiertniczego nie jest wystarczająco duże, aby pokonać ciśnienie wywierane przez płyny w wierconej formacji. Cała istota kontroli odwiertów naftowych polega na zapobieganiu powstawaniu odrzutu, a jeśli już się zdarzy, zapobieganiu jego przekształceniu się w wybuch . Niekontrolowane kopnięcie zwykle wynika z nierozstawienia odpowiedniego sprzętu, stosowania złych praktyk lub braku wyszkolenia załóg platformy. Utrata kontroli nad odwiertem naftowym może doprowadzić do wybuchu, który stanowi jedno z najpoważniejszych zagrożeń związanych z poszukiwaniem złóż ropy naftowej, wiążące się z ryzykiem utraty życia oraz konsekwencji środowiskowych i ekonomicznych.
Przyczyny kopnięć
Kopnięcie nastąpi, gdy ciśnienie w dolnym otworze (BHP) odwiertu spadnie poniżej ciśnienia złożowego, a płyn złożowy wpłynie do odwiertu. Zwykle istnieją przyczyny kopnięć, z których niektóre to:
- Nieutrzymanie pełnego otworu podczas podróży
- Wycieranie podczas potknięcia
- Utrata krążenia
- Niewystarczająca gęstość płynu
- Nieprawidłowe ciśnienie
- Wiercenie w sąsiedniej studni
- Utrata kontroli podczas testu trzonu wiertła
- Niewłaściwe wypełnienie na wycieczki
Nieutrzymanie pełnego otworu podczas podróży
Wyzwolenie to pełna operacja polegająca na wyjęciu przewodu wiertniczego z odwiertu i ponownym włożeniu go do otworu. Ta operacja jest zwykle wykonywana, gdy wiertło (które jest narzędziem używanym do kruszenia lub cięcia skały podczas wiercenia) staje się tępe lub pęka i nie wierci już skały wydajnie. Typowa operacja wiercenia głębokich szybów naftowych lub gazowych może wymagać do 8 lub więcej cykli wiertniczych w celu wymiany tępego wiertła obrotowego w jednym odwiercie.
Wyjście z otworu oznacza, że cała objętość stali (struny wiertniczej) jest lub została usunięta ze studni. To przesunięcie przewodu wiertniczego (stal) spowoduje pominięcie pewnej objętości przestrzeni, którą należy zastąpić taką samą objętością mułu . Jeśli wymiana nie zostanie wykonana, poziom płynu w odwiercie spadnie, powodując utratę ciśnienia hydrostatycznego (HSP) i ciśnienia w otworze dennym (BHP). Jeśli ta redukcja ciśnienia w dolnym otworze spadnie poniżej ciśnienia formacji , na pewno nastąpi kopnięcie .
Wycieranie podczas potknięcia
Tarcie występuje, gdy ciśnienie w dolnym otworze jest zmniejszone z powodu skutków ciągnięcia przewodu wiertniczego w górę w wywierconym otworze. Podczas wychodzenia z otworu przestrzeń utworzona przez rurę wiertniczą , kołnierz wiertniczy lub rurę (które są usuwane) musi zostać zastąpiona czymś, zwykle błotem . Jeśli tempo wyzwalania jest większe niż tempo pompowania błota do pustej przestrzeni (utworzonej przez usunięcie przewodu wiertniczego), nastąpi wymaz. Jeśli spadek ciśnienia w otworze dennym spowodowany wycieraniem jest niższy od ciśnienia formacji , to a nastąpi kopnięcie .
Utrata krążenia
Utrata krążenia zwykle występuje, gdy ciśnienie hydrostatyczne pęka w otwartej formacji. Kiedy to nastąpi, dochodzi do utraty krążenia, a wysokość słupa płynu zmniejsza się, co prowadzi do obniżenia HSP w odwiercie . Kopnięcie może wystąpić, jeśli nie zostaną podjęte kroki w celu utrzymania pełnego dołka. Utrata krążenia może być spowodowana przez:
- nadmierne ciężary błota
- nadmierna utrata tarcia pierścieniowego
- nadmierne ciśnienie udarowe podczas podróży lub „rozpryskiwanie” wiertła
- nadmierne ciśnienie zamykające.
Niewystarczająca gęstość płynu
Jeśli gęstość płuczki wiertniczej lub płuczki w odwiercie nie jest wystarczająca do kontrolowania ciśnienia złożowego, może wystąpić kopnięcie. Niewystarczająca gęstość płynu wiertniczego może wynikać z następujących przyczyn:
- próba wiercenia przy użyciu rozwiązania o niewyważonym ciężarze
- nadmierne rozcieńczenie błota
- ulewne deszcze w dołach
- baryt osadzający się w dołach
- dostrzegając w studni pigułki o niskiej gęstości.
Nieprawidłowe ciśnienie
Inną przyczyną kopnięć jest przypadkowe wiercenie w przepuszczalnych strefach o nienormalnym ciśnieniu . Zwiększone ciśnienie w formacji może być większe niż ciśnienie w dolnym otworze, co skutkuje kopnięciem.
Wiercenie w sąsiedniej studni
Wiercenie w sąsiednim odwiercie jest potencjalnym problemem, szczególnie w przypadku wierceń na morzu , gdzie z tej samej platformy wierci się dużą liczbę odwiertów kierunkowych . Jeżeli odwiert przebije ciąg produkcyjny wcześniej ukończonego odwiertu, płyn złożowy z ukończonego odwiertu dostanie się do odwiertu odwiertu, powodując kopnięcie. Jeśli zdarzy się to na płytkiej głębokości, jest to wyjątkowo niebezpieczna sytuacja i może łatwo doprowadzić do niekontrolowanego wybuchu bez ostrzeżenia o zdarzeniu lub z niewielkim ostrzeżeniem.
Utrata kontroli podczas testu trzonu wiertła
Test trzonu wiertła przeprowadza się poprzez ustawienie pakera nad formacją, która ma być testowana, i umożliwienie przepływu formacji. W trakcie badania odwiert lub rura osłonowa poniżej pakera i co najmniej część rury wiertniczej jest wypełniana płynem złożowym. Po zakończeniu testu płyn ten musi zostać usunięty za pomocą odpowiednich technik kontroli odwiertu, aby przywrócić odwiert do bezpiecznego stanu. Niezastosowanie się do odpowiednich procedur zabicia studni może doprowadzić do wybuchu.
Niewłaściwe wypełnienie na wycieczki
Nieprawidłowe napełnianie podczas podróży ma miejsce, gdy objętość płuczki wiertniczej do utrzymania pełnego otworu podczas podróży (całkowita operacja usunięcia przewodu wiertniczego z odwiertu i wprowadzenia go z powrotem do otworu) jest mniejsza niż obliczona lub mniejsza niż zapis w księdze podróży. Ten stan jest zwykle spowodowany przedostaniem się płynu formacyjnego do odwiertu w wyniku działania wycierającego przewodu wiertniczego, a jeśli działanie nie zostanie podjęte wkrótce, odwiert wejdzie w stan kopnięcia.
Znaki ostrzegawcze kopnięcia
W sterowaniu odwiertem naftowym kopnięcie powinno być możliwe do wykrycia natychmiast, a jeśli zostanie wykryte, należy natychmiast podjąć odpowiednie działania zapobiegające kopnięciu, aby uniknąć wybuchu. Istnieją różne znaki ostrzegawcze, które sygnalizują czujnej załodze, że zaraz rozpocznie się kopnięcie. Znajomość tych znaków pozwoli dobrze kontrolować kopanie oleju i uniknąć wybuchu:
Nagły wzrost prędkości wiercenia
Nagły wzrost tempa penetracji (przerwa w wierceniu) jest zwykle spowodowany zmianą rodzaju drążonej formacji. Może jednak również sygnalizować wzrost ciśnienia w porach formacji, co może wskazywać na możliwe kopnięcie.
Zwiększenie prędkości przepływu pierścienia
Jeśli prędkość, z jaką pracują pompy, jest utrzymywana na stałym poziomie, przepływ z pierścienia powinien być stały. Jeśli przepływ pierścieniowy wzrasta bez odpowiedniej zmiany szybkości pompowania, dodatkowy przepływ jest powodowany przez płyn(y) formacji wprowadzane do odwiertu lub rozszerzanie się gazu. Wskaże to zbliżające się kopnięcie.
Zwiększ objętość dołu
Jeśli nastąpi niewyjaśniony wzrost objętości błota powierzchniowego w wyrobisku (duży zbiornik, w którym znajduje się płuczka wiertnicza na platformie), może to oznaczać zbliżające się kopnięcie. Dzieje się tak, ponieważ gdy płyn formacyjny wpływa do odwiertu, powoduje przepływ większej ilości płynu wiertniczego z pierścienia niż jest pompowany w dół przewodu wiertniczego , a zatem zwiększa się objętość płynu w wykopie (-ach).
Zmiana prędkości/ciśnienia pompy
Spadek ciśnienia pompy lub wzrost prędkości pompy może nastąpić w wyniku spadku ciśnienia hydrostatycznego pierścienia, gdy płyny złożowe wpływają do odwiertu. Gdy lżejszy płyn formacyjny wpływa do odwiertu, ciśnienie hydrostatyczne wywierane przez pierścieniową kolumnę płynu maleje, a płuczka wiertnicza w rurze wiertniczej ma tendencję do przedostawania się rurki w kształcie litery U do pierścienia. Gdy to nastąpi, ciśnienie pompy spadnie, a prędkość pompy wzrośnie. Objawy niższego ciśnienia pompy i wzrostu prędkości pompy mogą również wskazywać na dziurę w przewodzie wiertniczym, powszechnie określaną jako wypłukanie. Dopóki nie zostanie potwierdzone, czy doszło do wypłukania lub kopnięcia w studnię, należy założyć kopnięcie.
Kategorie kontroli szybów naftowych
Zasadniczo istnieją trzy rodzaje kontroli odwiertów naftowych, którymi są: pierwotna kontrola odwiertów naftowych, drugorzędna kontrola odwiertów naftowych i trzeciorzędowa kontrola odwiertów naftowych. Te typy wyjaśniono poniżej.
Podstawowa kontrola szybu naftowego
Podstawowa kontrola odwiertu naftowego to proces, który utrzymuje ciśnienie hydrostatyczne w odwiercie większe niż ciśnienie płynów w wierconej formacji, ale mniejsze niż ciśnienie szczelinowania formacji. Wykorzystuje błoto ciężar, aby zapewnić wystarczające ciśnienie, aby zapobiec napływowi płynu formacyjnego do odwiertu. Jeśli ciśnienie hydrostatyczne jest niższe niż ciśnienie formacji, wówczas płyny formacyjne wejdą do odwiertu. Jeśli ciśnienie hydrostatyczne płynu w odwiercie przekroczy ciśnienie pęknięcia formacji, wówczas płyn w odwiercie może zostać utracony w formacji. W skrajnym przypadku utraty krążenia ciśnienie złożowe może przekroczyć ciśnienie hydrostatyczne, umożliwiając przedostanie się płynów złożowych do odwiertu.
Kontrola wtórnego szybu naftowego
Wtórna kontrola odwiertu naftowego jest wykonywana po tym, jak główna kontrola odwiertu naftowego nie zapobiegła przedostawaniu się płynów formacyjnych do odwiertu. Proces ten wykorzystuje „ochronę przed wydmuchem” , BOP, aby zapobiec wydostawaniu się płynów z odwiertu ze studni. Ponieważ siłowniki i dławik BOP pozostają zamknięte, przeprowadzany jest test wzrostu ciśnienia, obliczana jest masa błota zabijającego i pompowana do studni, aby zabić kopnięcie i rozprowadzić je.
Trzeciorzędowa (lub ścinająca) kontrola szybu naftowego
Trzeciorzędna kontrola odwiertów naftowych opisuje trzecią linię obrony, w której formacji nie można kontrolować za pomocą pierwotnej lub wtórnej kontroli odwiertów (hydrostatycznej i sprzętowej). Dzieje się tak w sytuacjach wybuchu pod ziemią. Poniżej przedstawiono przykłady trzeciorzędnej kontroli studni:
- Wywierć studnię reliefową, aby uderzyć w sąsiednią studnię, która płynie, i zabij studnię ciężkim błotem
- Szybkie pompowanie ciężkiego błota w celu kontrolowania odwiertu przy równoważnej gęstości cyrkulacji
- Pompuj baryt lub ciężkie środki do zatkania odwiertu, aby zatrzymać przepływ
- Pompuj cement, aby zatkać odwiert
Procedury zamknięcia
Stosowanie procedur zamykania jest jednym ze środków kontroli odwiertów naftowych w celu ograniczenia kopnięć i zapobiegania wystąpieniu wybuchu . Procedury zamykania to specyficzne procedury zamykania odwiertu w przypadku kopnięcia. W przypadku zaobserwowania jakichkolwiek pozytywnych oznak kopnięcia, takich jak nagły wzrost przepływu lub wzrost poziomu w studni, studnię należy natychmiast zamknąć. Jeśli zamknięcie odwiertu nie zostanie wykonane szybko, prawdopodobnie nastąpi wybuch.
Procedury wyłączania są zwykle opracowywane i praktykowane dla każdej czynności wiertniczej, takiej jak wiercenie, potykanie się, pozyskiwanie drewna, prowadzenie rur, przeprowadzanie testu trzonu wiertła i tak dalej. Podstawowym celem określonej procedury zamykania jest zminimalizowanie ilości wstrząsów przedostających się do odwiertu w momencie wystąpienia wykopu, niezależnie od tego, jaka faza aktywności wiertnicy ma miejsce. Jednak procedura zamknięcia jest procedurą specyficzną dla firmy, a polityka firmy będzie określać sposób zamknięcia odwiertu.
Zasadniczo są to dwa rodzaje procedur zamknięcia, które są miękkim zamknięciem lub twardym zamknięciem. Z tych dwóch metod, twarde zamknięcie jest najszybszą metodą zamknięcia studni; w związku z tym zminimalizuje objętość kopnięcia dozwoloną do odwiertu.
Cóż, zabij procedury
Źródło: Procedura likwidacji odwiertu jest metodą kontroli odwiertu naftowego. Po zamknięciu odwiertu podczas kopnięcia należy natychmiast wykonać odpowiednie procedury uśmiercania. Ogólną ideą procedury likwidacji odwiertu jest wypuszczenie płynu formacyjnego znajdującego się już w odwiercie podczas kopania, a następnie wprowadzić do studni wystarczającą ilość błota zabijającego, zwanego Kill Weight Mud (KWM), bez wpuszczania dalszej ilości płynu do otworu. Jeśli można to zrobić, to po pełnym krążeniu błota zabijającego wokół odwiertu możliwe jest otwarcie odwiertu i wznowienie normalnej pracy. Ogólnie rzecz biorąc, w obiegu znajduje się mieszanka błota o zabójczej masie (KWM), która zapewnia równowagę hydrostatyczną dla ciśnienia formacji. Pozwala to na utrzymanie w przybliżeniu stałego ciśnienia w otworze dennym, które jest nieco większe niż ciśnienie złożowe, gdy postępuje obieg zabijania z powodu dodatkowej małej utraty ciśnienia tarcia w obiegu. Po cyrkulacji studnia jest ponownie otwierana.
Poniżej wymieniono główne procedury zabijania odwiertów stosowane w kontroli odwiertów naftowych:
- Czekaj i waż
- Metoda wiertarska
- Cyrkulacja i waga
- Metoda współbieżna
- Cyrkulacja wsteczna
- Dynamiczna procedura zabijania
- Głupota
- Metoda wolumetryczna
- Nasmaruj i odpowietrz
Incydenty związane z kontrolą szybów naftowych - przyczyny źródłowe
Zawsze będą istniały potencjalne problemy z kontrolą odwiertów naftowych, o ile prowadzone są operacje wiertnicze w dowolnym miejscu na świecie. Większość z tych problemów związanych z kontrolą odwiertów wynika z pewnych błędów i można je wyeliminować, chociaż niektóre z nich są w rzeczywistości nieuniknione. Ponieważ wiemy, że konsekwencje nieudanej kontroli odwiertów są poważne, należy dołożyć starań, aby zapobiec niektórym błędom ludzkim, które są głównymi przyczynami tych incydentów. Przyczyny te obejmują:
- Brak wiedzy i umiejętności personelu wiertniczego
- Niewłaściwe praktyki pracy
- Brak zrozumienia szkolenia w zakresie kontroli szybów naftowych
- Brak stosowania polityk, procedur i standardów
- Niewłaściwe zarządzanie ryzykiem
Organizacje na rzecz budowania kultury kontroli
Skuteczną kulturę kontroli odwiertów naftowych można ustanowić w firmie, wymagając szkolenia w zakresie kontroli odwiertów od wszystkich pracowników platformy wiertniczej, oceniając kompetencje w zakresie kontroli odwiertów na platformie wiertniczej oraz wspierając wykwalifikowany personel w przeprowadzaniu bezpiecznych praktyk kontroli odwiertów podczas procesu wiercenia. Taka kultura wymaga również od personelu zaangażowanego w kontrolę szybów naftowych zobowiązania do przestrzegania właściwych procedur we właściwym czasie. Jasno zakomunikowane zasady i procedury, wiarygodne szkolenia, zapewnienie kompetencji i wsparcie kierownictwa mogą zminimalizować i złagodzić incydenty związane z kontrolą odwiertu. Skuteczna kultura kontroli odwiertów jest zbudowana na kompetentnym technicznie personelu, który jest również przeszkolony i wykwalifikowany w zarządzaniu zasobami załogi (dyscyplina w ramach czynników ludzkich), co obejmuje świadomość sytuacyjną, podejmowanie decyzji (rozwiązywanie problemów), komunikację, pracę zespołową i przywództwo. Programy szkoleniowe są opracowywane i akredytowane przez organizacje, takie jak Międzynarodowe Stowarzyszenie Wykonawców Wiertnictwa (IADC) i Międzynarodowe Forum Kontroli Studni (IWCF).
IADC , z siedzibą w Houston w Teksasie, jest branżowym stowarzyszeniem non-profit, które akredytuje szkolenia w zakresie kontroli odwiertów w ramach programu o nazwie WellSharp, którego celem jest zapewnienie niezbędnej wiedzy i praktycznych umiejętności niezbędnych do udanej kontroli odwiertów. Szkolenie to obejmuje czynności wiertnicze i serwisowe, a także poziomy kursów odpowiednie dla wszystkich osób zaangażowanych we wspieranie lub prowadzenie operacji wiertniczych — od personelu pomocniczego biura, poprzez pomocników i wiertników, aż po najbardziej doświadczony personel nadzorujący. Szkolenia, takie jak te zawarte w programie WellSharp i kursy oferowane przez IWCF, przyczyniają się do podnoszenia kompetencji personelu, ale prawdziwe kompetencje można ocenić tylko na miejscu pracy podczas operacji. Dlatego IADC akredytuje również branżowe programy zapewniania kompetencji, aby pomóc zapewnić jakość i spójność procesu zapewniania kompetencji w operacjach wiertniczych. IADC ma biura regionalne na całym świecie i akredytuje firmy na całym świecie. IWCF jest organizacją pozarządową z siedzibą w Europie, której głównym celem jest opracowywanie i administrowanie programami certyfikacji kontroli odwiertów dla personelu zatrudnionego przy wierceniu szybów naftowych oraz w operacjach rekonstrukcji i interwencji w odwiertach.