ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ МЕЖДУНАРОДНЫЙ УЧЕБНО-ТРЕНАЖЕРНЫЙ ЦЕНТР Intro

ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ МЕЖДУНАРОДНЫЙ УЧЕБНО-ТРЕНАЖЕРНЫЙ ЦЕНТР Intro To Well Control Управление скважиной Введение

Please switch off mobile phone Пожалуйста, отключите мобильные телефоны! Мартин Купер Изобрел первый мобильный телефон, который получил широкое распространение лишь спустя 10 лет после его изобретения

PRINCIPLES OF WELL CONTROL ПРИНЦИПЫ УПРАВЛЕНИЯ СКВАЖИНОЙ Primary Well Control: Первичный Контроль Скважины Prevention of formation fluids flowing into the wellbore by maintaining a hydrostatic pressure equal to or greater than the formation pore pressure. Основная задача первичного контроля скважины - не допустить попадания пластовых флюидов в ствол скважины, что достигается поддержанием равного или избыточного гидростатического давления над пластовым давлением.

Oilfield Units tend to be the most common units of measurement found in wellbore calculations and use: Единицы измерения, принятые в международной нефтяной промышленности, используемые для расчетов различных параметров и величин: Bar (bar) for Pressures Давление измеряется в БАРАХ (бар) Meter (m) for Depths Глубина измеряется в МЕТРАХ (м) Kilograms per Litre (kg/l) for Mud Weights Плотность бурового раствора измеряется в КИЛОГРАММАХ НА ЛИТР (кг/л) Litre (l) for Volumes Объемы измеряются в ЛИТРАХ (л)

Combinations of these units are also used: Сочетания этих единиц также используются для обозначения: bar/m = Pressure Gradient бар/м = Градиент Давления l/m = Volume л/м = объем

The Hydrostatic Pressure of a column of fluid is calculated by multiplying the Pressure Gradient (bar/m) of the fluid by the True Vertical Depth (TVD). Гидростатическое давление столба жидкости рассчитывается путем умножения градиента давления (бар/м) раствора на глубину по вертикали.

HYDROSTATIC PRESSURE IS THE PRESSURE EXERTED BY A COLUMN OF FLUID AND IS CALCULATED BY MULTIPLYING THE PRESSURE GRADIENT OF THE FLUID BY THE TRUE VERTICAL DEPTH AT THE POINT OF INTEREST. ГИДРОСТАТИЧЕСКОЕ ДАВЛЕНИЕ – ЭТО ДАВЛЕНИЕ, ОКАЗЫВАЕМОЕ СТОЛБОМ ЖИДКОСТИ, КОТОРОЕ РАСЧИТЫВАЕТСЯ ПУТЕМ УМНОЖЕНИЯ ГРАДИЕНТА ДАВЛЕНИЯ НА ГЛУБИНУ СТВОЛА ПО ВЕРТИКАЛИ В КОНКРЕТНОЙ ТОЧКЕ, ДЛЯ КОТОРОЙ РАССЧИТЫВАЕТСЯ ГИДРОСТАТИЧЕСКОЕ ДАВЛЕНИЕ. HYDROSTATIC PRESSURE Гидростатическое давление The Formulae for Pressure Gradient Формула для расчета градиента давления: Mud Weight : Constant = Pressure Gradient (kg/l) : 10.2 = (bar/m) Mud Weight x TVD : Constant = Pressure (kg/l) x (m) : 10.2 = (bar) The Formulae for Hydrostatic Pressure Формула для расчета гидростатического давления Плотность раствора : Константа = Градиент давления (кг/л) : 10.2 = (бар/м) Плотность раствора x Глуб. по. верт.: Конст. = Давление (кг/л) x (м) : 10.2 = (бар)

Calculating Hydrostatic Pressure Расчет гидростатического давления When calculating hydrostatic pressures multiply the mud weight (kg/l) by the constant (10.2) this converts the mud weight to a pressure gradient (bar/m) once this is known then the hydrostatic pressure can be calculated. Для того, чтобы узнать гидростатическое давление, необходимо плотность бурового раствора (кг/л) разделить на постоянную (10.2) – таким образом мы преобразуем плотность раствора в градиент давления, после чего мы можем рассчитать гидростатическое давление. Mud Weight : Constant = Pressure Gradient 1.2 : 10.2 = 0.1176 ba/m Плотность раствора : Константа = Градиент Давления 1.2 : 10.2 = 0.1176 бар/м Pressure Gradient x TVD = Hydrostatic Pressure 0.1176 x 3050 = 359 bar Градиент давления x Глубину по вертикали = Гидростатическое давление 0.1176 x 3050 = 359 бар The Formulae for Hydrostatic Pressure, Mud Weight x TVD : Constant 1.2 x 3050 : 10.2 = 359 bar The diameter of the wellbore has no effect on the pressure. It is purely the mud weight in use and the TVD. Диаметр ствола скважины не влияет на давление. Давление зависит только от плотности раствора и глубины по вертикали. 1.2 кг/л Формула расчета гидростатического давления, Плотность раствора x глуб. по верт.: Константа 1.2 x 3050 : 10.2 = 359 бар

ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ МЕЖДУНАРОДНЫЙ УЧЕБНО-ТРЕНАЖЕРНЫЙ ЦЕНТР Primary Well Control Первичный контроль скважины

Course Objectives Цели курса обучения Calculate all formula’s set out by the IWCF certification standards. Рассчитывать все формулы, предусмотренные стандартами сертификации Международного Форума по Управлению Скважиной. Demonstrate an understanding of primary well control through testing and evaluation. При выполнении контрольных заданий демонстрировать понимание Первой Линии Защиты при Управлении Скважиной. Identify components BOP equipment through testing and evaluation. При выполнении контрольных заданий уметь определять компоненты ПВО. Objectives: Participants should be able to: Цели: После обучения, участники должны уметь:

ПЕРВИЧНЫЙ КОНТРОЛЬ СКВАЖИНЫ Первичный контроль скважины - такое гидростатическое давление бурового раствора в стволе скважины, которое уравновешивает давление флюида разбуриваемого пласта. Давление пласта Давление бурового раствора

ПОРИСТОСТЬ Пористость – мера измерения свободного пространства в веществе или материале, которая измеряется в процентном соотношении от общего объема материала или вещества (от 0 до 100%) Например, если вы добавите 90 литров воды в 350 литров гравия, коэффициент пористости будет составлять: 90 litre 90 литров ----------- = 25.71% ---------------- = 25.71% 350 litre 350 литров

ПОРИСТОСТЬ Что такое хорошая пористость? 0-5% - Незначительная 5-10%- Плохая 10-15%- Удовлетворительная 15-20%- Хорошая >20% - Очень хорошая Средняя фактическая информация по нефтенасыщенной породе Песчаники ~8% Известняки ~5% По газонасыщенной породе данные , как правило, ниже Низкая пористость Высокая пористость

Проницаемость – физическое свойство пористых материалов, которое определяет протекание флюида через материал при приложении давления. Проницаемость – основной критерий, по которому оценивается качество продуктивных пластов. Многие породы (например, глина) имеют высокую пористость, но низкую проницаемость. Проницаемость

Как правило, это свойство измеряется в лаборатории с применением закона Дарси в условиях стабильного состояния или, если говорить более обобщенно, с применением различных решений для уравнения диффузии при неравномерном течении. Проницаемость Что такое хорошая проницаемость? <1 миллидарси - плохая 1-10 миллидарси - удовлетворительная 10-100 миллидарси – хорошая 100-1000 миллидарси – очень хорошая

Гидростатическое давление столба жидкости рассчитывается путем умножения градиента давления (бар/м) раствора на глубину по вертикали.

HYDROSTATIC PRESSURE IS THE PRESSURE EXERTED BY A COLUMN OF FLUID AND IS CALCULATED BY MULTIPLYING THE PRESSURE GRADIENT OF THE FLUID BY THE TRUE VERTICAL DEPTH AT THE POINT OF INTEREST. ГИДРОСТАТИЧЕСКОЕ ДАВЛЕНИЕ – ЭТО ДАВЛЕНИЕ, ОКАЗЫВАЕМОЕ СТОЛБОМ ЖИДКОСТИ, КОТОРОЕ РАСЧИТЫВАЕТСЯ ПУТЕМ УМНОЖЕНИЯ ГРАДИЕНТА ДАВЛЕНИЯ НА ГЛУБИНУ СТВОЛА ПО ВЕРТИКАЛИ В КОНКРЕТНОЙ ТОЧКЕ, ДЛЯ КОТОРОЙ РАССЧИТЫВАЕТСЯ ГИДРОСТАТИЧЕСКОЕ ДАВЛЕНИЕ. Гидростатическое давление The Formulae for Pressure Gradient Формула для расчета градиента давления: Mud Weight : Constant = Pressure Gradient (kg/l) : 10.2 = (bar/m) Mud Weight x TVD : Constant = Pressure (kg/l) x (m) : 10.2 = (bar) The Formulae for Hydrostatic Pressure Формула для расчета гидростатического давления Плотность раствора : Константа = Градиент давления (кг/л) : 10.2 = (бар/м) Плотность раствора x Глуб. по. верт.: Конст. = Давление (кг/л) x (м) : 10.2 = (бар)

Расчет гидростатического давления When calculating hydrostatic pressures multiply the mud weight (kg/l) by the constant (10.2) this converts the mud weight to a pressure gradient (bar/m) once this is known then the hydrostatic pressure can be calculated. Для того, чтобы узнать гидростатическое давление, необходимо плотность бурового раствора (кг/л) разделить на постоянную (10.2) – таким образом мы преобразуем плотность раствора в градиент давления, после чего мы можем рассчитать гидростатическое давление. Mud Weight : Constant = Pressure Gradient 1.2 : 10.2 = 0.1176 ba/m Плотность раствора : Константа = Градиент Давления 1.2 : 10.2 = 0.1176 бар/м Pressure Gradient x TVD = Hydrostatic Pressure 0.1176 x 3050 = 359 bar Градиент давления x Глубину по вертикали = Гидростатическое давление 0.1176 x 3050 = 359 бар The Formulae for Hydrostatic Pressure, Mud Weight x TVD : Constant 1.2 x 3050 : 10.2 = 359 bar The diameter of the wellbore has no effect on the pressure. It is purely the mud weight in use and the TVD. Диаметр ствола скважины не влияет на давление. Давление зависит только от плотности раствора и глубины по вертикали. 1.2 кг/л Формула расчета гидростатического давления, Плотность раствора x глуб. по верт.: Константа 1.2 x 3050 : 10.2 = 359 бар

ANNULUS Затрубное пространство DRILLSTRING Бурильная колонна = drilling mud = Буровой раствор Linier changes not considered Изменения размера и формы поперечного среза не учитываются

3050 m TVD 3050 м глубина по вертикали 1.2 kg/l OIL Based Mud 1.2 кг/л буровой раствор на нефтяной основе (БРНО) What is BHP? Каково давление на забое? 1.2 kg/l x 3050 m : 10.2= 359 bar 1.2 кг/л x 3050 м : 10.2= 359 бар To convert Hydrostatic pressure to gradient Чтобы преобразовать гидростатическое давление в градиент давления 359 bar 359 бар 3050 m TVD Глубина по вертикали 3050 м OBM 1.2 kg/l БРНО 1.2 кг/л 3020 m TVD Глубина по вертикали 3020 м Hydrostatic Pressure (bar) = Mud Density (kg/l) x TVD (m) 10.2 Гидростат. Давление (бары) = Плотн.бурового раствора (кг/л) x гл. по вертикали(м) 10.2 3050 m = 0.1177 bar/m 3050 м = 0.1177 бар/м

What is the hydrostatic pressure at 3020 m? Каково гидростатическое давление на глубине 3020 м? 1.2 kg/l x3020 m : 10.2 = 355 bar OR 3020 x 1.2 : 10.2 =355bar OR 359 bar – (30 m x 0,1177 bar/m) = 359 bar – 4 bar = 355 bar 1.2 кг/л x 3020м:10.2 =355 бар ИЛИ 3020 x 10.2:10.2 =355 бар ИЛИ 359 бар– (30 м x 0,1177 бар/м) = 359 бар – 4 бара = 355 бар To convert gradient of 0.1177 bar/m to mud weight 0.1177 bar/m x 10.2 = 1.2 kg/l Чтобы преобразовать градиент 0,1177 бар/м в плотность бурового раствора, необходимо 0,1177 бар/м x 10.2 = 1.2 кг/л BHP =359 bar Давление на забое = 359 бар 3020 m TVD Глубина по вертикали 3020 м 3050 m TVD Глубина по вертикали 3050 м OBM 1.2 kg/l БРНО 1.2 кг/л

3050 m TVD 4570 m MD 1.2 kg/l Oil Based Mud What is BHP? Глубина скважины 3050 м по вертикали и 4570 м по стволу 1,2 кг/л БРНО Каково давление на забое? 1.2 kg/l x 3050 m : 10.2= 359 bar 1.2 кг/л x 3050 м: 10.2 = 359 бар 4570 m MD 4570 м глубина по стволу OBM 1.2 kg/l БРНО 1.2 кг/л 3050 m TVD Глубина по вертикали 3050 м

System Pressure Losses Потери давления в системе

System Pressure Losses Потери давления в системе When pumping fluid around the wellbore friction is created due to fluid contact with the various parts of the circulating system. IN THIS SYSTEM THE PUMP PRESSURE SHOWS 210 bar @ 100 SPM Mud weight is 1.2 kg/l В данной системе давление на насосах равно: 210 бар при скорости 100 ходов в минуту, и плотности бурового раствора 1.2 кг/л При циркуляции раствора по скважине, в результате контакта раствора с различными элементами циркуляционной системы, создается трение.

Things that influence pump gauge pressure Pump Speed Mud Weight, type and viscosity Pipe id Pipe od Pipe length Shape of hole Length of hole Tight Spots Volume of the mud Bottom hole pressure System Pressure Losses Потери давления в системе На давление насоса могут влиять следующие параметры: - Скорость насоса - Плотность, тип и вязкость бурового раствора - Внутренний диаметр труб - Внешний диаметр труб - Длина труб - Форма открытого ствола - Длина открытого ствола - Места сужения ствола - Объем бурового раствора - Давление на забое

System Pressure Losses Потери давления в системе Pressure losses through Surface Потеря давления при прохождении через Lines, Drillpipe = 35 bar Наземные линии, БТ = 35 бар Drill Collars = 50 bar УБТ = 50 бар TOTAL = 85 bar ИТОГО = 85 бар Losses through the Bit =110 bar Потери при прохождении раствора через долото =110 бар (APL) = 210 bar – 195 bar = 15 bar Потеря давления в затрубн.простр = 210 бар -195 бар = 15 бар What is the annular pressure losses? Какова потеря давления в затрубном пространстве? Pumping 1.2 kg/l @ 100 SPM Standpipe pressure is 210 bar Раствор плотностью 1.2 кг/л закачивается при скорости насоса 100 ходов/мин Давление на стояке 210 бар

System Pressure Losses Потери давления в системе Of these system pressure losses the Annular Pressure Loss (APL) is the only one that will act back down on the bottom of the hole. Из всех потерь давления в системе, только потери затрубного давления будут влиять на давление на забое.

Pressure losses String = 85 bar Bit = 110 bar (APL)= 15 bar What is the static BHP? Каково статическое давление на забое? STATIC BHP 359 bar Статическое давление на забое = 359 бар What is the dynamic BHP? (PUMPS RUNNING) Каково динамическое давление на забое? (при работающих насосах) 359 bar + 15 bar (APL) = 374 bar 359 бар + 15 бар (потери затрубного давления) = 374 бара 210 bar 210 бар Pumping 1.2 kg/l @ 100 SPM Standpipe pressure is 210 bar Раствор плотностью 1.2 кг/л закачивается при скорости насоса 100 ходов/мин Давление на стояке 210 бар Потери давления Колонна = 85 бар долото = 110 бар потеря затрубного давления = 15 бар OBM 1.2 kg/l БРНО 1.2 кг/л 3050 m TVD Глубина по вертикали 3050 м

Assume pressure gauge at the top of the bit what would it read? (Pumps running) Какое давление будет показывать манометр давления на долоте? (при работающих насосах) 125 bar + 359 bar =484 bar 125 бар + 359 бар = 484 бара 484бара 210 bar – 85 bar = 125 bar 210 бар – 85 бар = 125 барa Pumping 1.2 kg/l @ 100 SPM Standpipe pressure is 210 bar Раствор плотностью 1.2 кг/л закачивается при скорости насоса 100 ходов/мин Давление на стояке 210 бар Pressure losses String = 85 bar Bit = 110 bar (APL)= 15 bar Потери давления Колонна = 85 бар долото = 110 бар потеря затрубного давления = 15 бар 3050 m TVD Глубина по вертикали 3050 м OBM 1.2 kg/l БРНО 1.2 кг/л 210 bar 210 бар

374 бара Always remember when you shut down pump BHP decreases Не забывайте, что при выключении насосов, давление на забое падает !!! What is the equivalent circulating density (pumps running)? Какова эквивалентная плотность циркуляции (при работающих насосах)? ECD= 374 bar x 10.2 : 3050 m = 1.25 kg/l Экв. пл. циркуляции = 374бара x 10.2:3050м = 1.25 кг/л Pumping 1.2 kg/l @ 100 SPM Standpipe pressure is 210 bar Раствор плотностью 1.2 кг/л закачивается при скорости насоса 100 ходов/мин Давление на стояке 210 бар Pressure losses String = 85 bar Bit = 110 bar (APL)= 15 bar Потери давления Колонна = 85 бар долото = 110 бар потеря затрубного давления = 15 бар 210 bar 210 бар OBM 1.2 kg/l БРНО 1.2 кг/л 3050 m TVD Глубина по вертикали 3050 м STATIC BHP 359 bar Статическое давление на забое = 359 бар

Kill mud rounding rules Правила округления плотности раствора глушения 1.203 = 1.21 kg/l 1.245 = 1.25 kg/l 1.254 = 1.26 kg/l 1.312 = 1.32 kg/l Kill mud round up to one decimal place Плотность раствора глушения округляется на одну десятую в большую сторону Only exception is MAX mud weights Исключение составляют значения максимальной плотности бурового раствора 1.203 = 1.21 кг/л 1.245 = 1.25 кг/л 1.254 = 1.26 кг/л 1.312 = 1.32 кг/л

Lets calculate a change in standpipe pressure and APL if we change pump speed from 100 to 80 spm a 20 % Reduction New APL = Потери затрубного давления = New Drillpipe pressure = Новое давление в трубах = Pumping 1.2 kg/l @ 100 SPM Standpipe pressure is 210 bar APL = 15 бар Раствор плотностью 1.2 кг/л закачивается при скорости насоса 100 ходов/мин Давление на стояке 210 бар Потери затрубного давления = 15 бар Рассчитаем изменение давления на стояке и в затрубном пространстве, если мы снижаем скорость насоса со 100 ходов в мин до 80 ходов в минуту, т.е. на 20% Новое давление насосов при новой скорости насосов (бары) (приблизительно)

15 bar x [80 ÷ 100]2 15 бар x [80 ÷ 100]2 15 bar x 0.8 ² 15 бар x 0.8 ² 15 bar x 0.64 = 10 bar 15 бар x 0.64 = 10 бар New APL = Потери затрубного давления при новой скорости насоса = 210 bar x [80 ÷ 100]2 210 бар x [80 ÷ 100]2 210 bar x 0.8 ² 210 bar x 0.8 ² 210 bar x 0.64 = 135 bar 210 бар x 0.64 = 135 бар New Drillpipe pressure = Новое давление в трубах = Pump speed reduced to 80 spm Скорость насоса снижена до 80 ходов в минуту Pumping 1.2 kg/l @ 100 SPM Standpipe pressure is 210 bar APL = 15 бар Раствор плотностью 1.2 кг/л закачивается при скорости насоса 100 ходов/мин Давление на стояке 210 бар Потери затрубного давления = 15 бар Новое давление насосов при новой скорости насосов (бары) (приблизительно) (bar)

The pump speed is further reduced from 100 to 30 spm Скорость насоса снижается со 100 ходов в минуту до 30 ходов в минуту Pumping 1.2 kg/l @ 100 SPM Standpipe pressure is 210 bar APL = 15 бар Раствор плотностью 1.2 кг/л закачивается при скорости насоса 100 ходов/мин Давление на стояке 210 бар Потери затрубного давления = 15 бар New Drillpipe pressure = Новое давление в трубах = New APL = Потеря затрубного давления при новой скорости насоса =

210 bar x [30 ÷ 100]2 210 бар x [30 ÷ 100]2 210 bar x 0.3 ² 210 бар x 0.3 ² 210 bar x 0.09 = 19 bar 210 бар x 0.09 = 19 бар 15 bar x [30 ÷ 100]2 15 бар x [30 ÷ 100]2 15 bar x 0.3 ² 15 бар x 0.3 ² 15 bar x 0.09 = 1.4 bar 15 бар x 0.09 = 1.4 бар Pump speed reduced to 30 spm Скорость насоса снижается до 30 ходов в минуту Pumping 1.2 kg/l @ 100 SPM Standpipe pressure is 210 bar APL = 15 бар Раствор плотностью 1.2 кг/л закачивается при скорости насоса 100 ходов/мин Давление на стояке 210 бар Потери затрубного давления = 15 бар New Drillpipe pressure = Новое давление в трубах = New APL = Потеря затрубного давления при новой скорости насоса =

What are the considerations or reasons for circulating a kick at slow speeds? Каковы могут быть причины для вымывания притока на пониженной скорости насоса? The viscosity of the mud (heavier mud will cause more friction) Вязкость бурового раствора (более плотный буровой раствор будет вызывать большее трения) APL will be kept to a minimum Потери затрубного давления будут минимальными To allow sufficient time for remote choke manipulation Будет достаточно времени для регулирования дросселя с дистанционным управлением The handling capabilities of the mud gas separator Также учитывается пропускная мощность сепаратора бурового раствора Minimises pressures in the well bore Сводятся к минимуму давления в стволе скважины SCRs generally recorded @ 30, 40 and 50 SPM company policy dependant Пониженная скорость циркуляции обычно осуществляется при скорости насосов 30, 40 или 50 ходов в минуту, в зависимости от политики компании

SCRs Пониженная скорость циркуляции When are SCRs usually recorded? Когда производится тест насосов на пониженной скорости циркуляции? At the start of every shift В начале каждой смены Any time the mud weight is changed При изменении плотности бурового раствора After changes have been made to the BHA bit or nozzles После смены долота или насадок КНБК After any changes are made to the mud pumps e.g. liner size При замене компонентов буровых насосов, например, размера гильзы Extreme cases of high rates of penetration e.g. 300 m per shift В случаях исключительно высокой скорости проходки, например 300 м за смену

1.43 kg/l – 1.36 kg/l = 0.07 kg/l 1.43 кг/л – 1.36 кг/л = 0.07 кг/л 0.07 kg/l x 3353 m : 10.2 = 23 bar 0.07 кг/л x 3353 м : 10.2 = 23 бара OBM 1.36 kg/l БРНО 1.36 кг/л 3353 m TVD Глубина по вертикали 3353 м Mud in system is 1.36 kg/l ECD = 1.43 kg/l Плотность циркулирующего раствора в системе = 1.36 кг/л Эквивалентная плотность циркуляции = 1.43 кг/л What is the APL? Сколько составляют потери затрубного давления?

Changes in Mud Weight Изменение плотности бурового раствора Lets say the mud weight was increased from 1.2 to 1.44 kg/l Представим, что плотность раствора увеличили с 1.2 до 1.44 кг/л Pumping @ 100 SPM mud 1.2 kg/l Standpipe 210 bar. APL 15 bar Скорость насоса 100 ход/мин, плотность раствора 1.2 кг/л, Давление на стояке 210 бар. Потеря затрубного давления 15 бар Новое давление насосов при новой плотности раствора (бары) приблизительно Старое давление насосов (бары) × New Drillpipe pressure = Новое давление в трубах = New APL = Потери затрубного давления при новой плотности раствора =

210 bar x [1.44 ÷ 1.2] = 210 bar x 1.2 = 252 bar 210 бар x [1.44 ÷ 1.2] = 210 бар x 1.2 = 252 бар 15 bar x [1.44 ÷ 1.2] = 15 bar x 1.2 = 18 bar 15 бар x [1.44 ÷ 1.2] = 15 бар x 1.2 = 18 бар Pumping @ 100 SPM mud 1.2 kg/l Standpipe 210 bar. APL 15 bar Скорость насоса 100 ход/мин, плотность раствора 1.2 кг/л, Давление на стояке 210 бар. Потери затрубного давления 15 бар Mud weight increases to 1.44 kg/l Плотность раствора увеличилась до 1.44 кг/л

5” Pipe Capacity 9.3 l/m БТ диаметром 5 дюймов Внутренний объем 9.3 л/м Pumping 3975 l 1.44 kg/l slowly APL negligible Медленно закачиваем 3975 л плотностью 1.44 кг/л , (потери затрубного давления во внимание не принимаем) + ? When pumping the slug what's happening to BHP? При закачке такой пачки, что происходит с давлением на забое? What is the static BHP just at the Bottom of bit ? Каково статическое давление на забое в нижней части долота? 359 bar 359 бар What is the static BHP just outside the Bottom of bit? Каково статическое давление на забое снаружи нижней части долота? 359 bar 359 бар OBM 1.2 kg/l БРНО 1.2 кг/л 3050 m TVD Глубина по вертикали 3050 м

Tripping out of hole Подъем инструмента из скважины 1 What is the volume of empty pipe? 1 Каков объем пустой трубы? 2 What is the length of empty pipe? 2 Какова длина пустой трубы? 3975 l/л + …= ? 5” Pipe Capacity 9.3 l/m БТ диаметром 5 дюймов Внутренний объем 9.3 л/м Pumping 3975 l 1.44 kg/l slowly APL negligible Медленно закачиваем 3975 л плотностью 1.44 кг/л, (потери затрубного давления во внимание не принимаем) 3050 m TVD Глубина по вертикали 3050 м OBM 1.2 kg/l БРНО 1.2 кг/л 3975 l 1.44 kg/l slug 3975 л пачка плотностью 1.44 кг/л

ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ МЕЖДУНАРОДНЫЙ УЧЕБНО-ТРЕНАЖЕРНЫЙ ЦЕНТР Gas Migration Миграция газа

EFFECTS OF BLEEDING DRILL PIPE PRESSURE TO ORIGINAL STABILISED VALUE WHILE GAS IS MIGRATING ЭФФЕКТ СТРАВЛИВАНИЯ ДАВЛЕНИЯ В ТРУБАХ ДО ПЕРВОНАЧАЛЬНОГО ПОКАЗАТЕЛЯ ВО ВРЕМЯ МИГРАЦИИ ГАЗА 28 bar 28 бар 28 bar 28 бар 50 bar 50 бар 28 bar 28 бар 62 bar 62 бар Stage В Этап В Stage С Этап С BHP 400 bar Давление на забое 400 бар BHP 400 bar Давление на забое 400 бар BHP 400 bar Давление на забое 400 бар

EFFECTS OF NOT BLEEDING PRESSURE WHILE GAS IS MIGRATING ПОСЛЕДСТВИЯ, ЕСЛИ НЕ СТРАВИТЬ ДАВЛЕНИЕ ВО ВРЕМЯ МИГРАЦИИ ГАЗА 28 bar 28 бар Stage A Этап А Stage В Этап В Stage С Этап С 35 bar 35 бар 214 bar 214бар 221 bar 221 бар 400 bar 400 бар 407 bar 407 бар Gas 400 bar Газ 400 бар 795 l Gas 795 л газа 795 l Gas 795 л газа Mud HP 373 bar Гидростатическое давление раствора 373 бара Mud HP 373 bar Гидростатическое давление раствора 373 бара Mud HP 186 bar Гидростатическое давление раствора 186 бар Gas 400 bar Газ 400 бар Mud HP 186 bar Гидростатическое давление раствора 186 бар 795 l Gas 795 л газа BHP 400 bar Давление на забое 400 бар BHP 400 bar Давление на забое 400 бар Formation pressure 400 bar Пластовое давление 400 бар

EFFECTS OF KEEPING CASING PRESSURE CONSTANT WHILE GAS IS MIGRATING ЭФФЕКТ УДЕРЖАНИЯ ПОСТОЯННОГО ДАВЛЕНИЯ В ЗАТРУБЕ ВО ВРЕМЯ МИГРАЦИИ ГАЗА Stage A Этап А Stage В Этап В Stage С Этап С 28 bar 28 бар 35 bar 35 бар 22 bar 22 бара 35 bar 35 бар 35 bar 35 бар 0 bar 0 бар Mud HP 373 bar Гидростатическое давление раствора 373 бара BHP 400 bar Давление на забое 400 бар Formation pressure 400 bar Пластовое давление 400 бар BHP 395 bar Давление на забое 395 бар BHP 366 bar Давление на забое 366 бар BHP 400 bar Давление на забое 400 бар

Casing а) Затрубное давление Drill Pipe b) Давление в бурильных трубах BHP с) Давление на забое WHAT PRESSURES ARE EFFECTED DURING THE EARLY STAGES OF GAS MIGRATION WITH WELL SHUT IN? КАКОЕ ДАВЛЕНИЕ ИЗМЕНЯЕТСЯ ВО ВРЕМЯ ПЕРВЫХ СТАДИЙ МИГРАЦИИ ГАЗА В ЗАКРЫТОЙ СКВАЖИНЕ? Gas Bubble d) Давление газа Formation Pressure е) Пластовое давление f) Shoe Pressure f) Давление на башмаке

When the top of the gas influx enters the shoe, what will happen if the casing gauge pressure exceeds the MAASP value? 1) Когда верхушка газового притока достигает башмака ОК, что произойдет с давлением, если манометр давления в затрубе показывает превышение Максимально Допустимого Устьевого Давления в Затрубном Пространстве? А) INCREASE А) ПОВЫСИТСЯ B) DECREASE В) ПОНИЗИТСЯ C) STAYS ROUGHLY THE SAME С) ОСТАНЕТСЯ ПРИБЛИЗИТЕЛЬНО ТАКИМ ЖЕ D) DOES NOT REALLY MATTER AS LONG AS BHP IS KEPT CLOSE TO FORMATION PRESSURE D) НЕ ИМЕЕТ ЗНАЧЕНИЯ, ЕСЛИ ДАВЛЕНИЕ НА ЗАБОЕ УДЕРЖИВАЕТСЯ ПРИБЛИЗИТЕЛЬНО РАВНЫМ ДАВЛЕНИЮ ПЛАСТА. 2) Gas influx has entered the shoe; (Drillers Method) the pump strokes have been increased by mistake causing the drill pipe pressure to increase rapidly . What will happen to the pressure at the shoe of NO action is taken? 2) Приток газ достиг башмака; (Метод Бурильщика) скорость насоса была по ошибке увеличена, из-за чего резко подскочило давление в трубах. Что случится с давлением на башмаке, если НЕ предпринять НИКАКИХ действий? INCREASE А) ПОВЫСИТСЯ В) DECREASE В) ПОНИЗИТСЯ С) STAYS ROUGHLY THE SAME С) ОСТАНЕТСЯ ПРИБЛИЗИТЕЛЬНО ТАКИМ ЖЕ MAASP МАКСИМАЛЬНО ДОПУСТИМОЕ УСТЬЕВОЕ ДАВЛЕНИЕ В ЗАТРУБНОМ ПРОСТРАНСТВЕ

Increase Повышается Decrease Понижается Stays Roughly the Same Остается приблизительно таким же ANNULAR DYNAMIC GAS PROFILE ДИНАМИЧЕСКИЙ ПРОФИЛЬ ГАЗА В ЗАТРУБНОМ ПРОСТРАНСТВЕ WHEN THE TOP OF THE GAS INFLUX HAS ENTERED THE SHOE, WHAT WILL HAPPEN TO THE PRESSURE AT THE SHOE? КОГДА ВЕРХУШКА ГАЗОВОГО ПРИТОКА прошел БАШМАК ,ЧТО ПРОИСХОДИТ С ДАВЛЕНИЕМ НА БАШМАКЕ?

50 Типы проявляющих флюидов

Проявление нефти при использовании раствора на водной основе Volume Объем Gas Bubble point Коэффициент растворимости газа Oil kick in water based mud stays separate they do not mix they don’t want to mix they are not related. The oil will want to stay separate from the mud. As its circulated up the annulus Приток нефти при использовании водного раствора не смешивается с раствором, поскольку нефть не смешивается с водой. При выкачивании притока через затрубное пространство на устье, нефть будет отделяться от воды.

Very difficult to tell which is which Очень трудно сказать, что есть что (где приток, а где раствор) Проявление нефти при использовании раствора на нефтяной основе Volume Объем Gas Bubble point Коэффициент растворимости газа

Проявление газа при использовании раствора на водной основе Gas wants to stay separate Газ не будет смешиваться с водой (будет отделяться) Volume Объем

Проявление газа при использовании раствора на нефтяной основе This is where is gets tricky Gas coming into well can go into solution in the mud. The mud is being saturated with gas its going into solution and when we circulate it out it behaves like an oil kick The gas stays in solution till the bubble point А вот здесь начинаются сложности. Газ, поступающий в скважину, может раствориться в растворе. Раствор насыщается газом и при выкачивании на устье может вести себя как нефтепроявление. Газ остается растворенным до точки насыщения. Volume Объем Gas Bubble point Коэффициент растворимости газа

1) In oil base mud, the surface kick volume will be greater than the closed in kick volume down hole. При использовании раствора на нефтяной основе, объем притока на устье скважины будет больше, чем объем притока в стволе скважины. TRUE ВЕРНО В) FALSE НЕВЕРНО 2) In water base mud, the closed in kick volume downhole, should be at least equal to the surface kick volume 2) При использовании раствора на водной основе, объем притока в стволе должен быть, как минимум, таким же, как и объем притока на устье скважины. TRUE ВЕРНО В) FALSE НЕВЕРНО OIL BASE/WATER BASE MUDS WITH HYDRO CARBON GAS KICKS ПОДЗЕМНЫЕ ПРОЯВЛЕНИЯ ГАЗА ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ РАСТВОРА НА НЕФТЯНОЙ /ВОДНОЙ ОСНОВЕ

Gas Cut Mud exercise Упражнение на газированный буровой раствор 1.44 kg/l 1.44 кг/л 2440 m TVD Глубина по вертикал 2440 м 150 m @ 1.2 kg/l 150 м, плотность 1.2 кг/л 150 m @ 1.39 kg/l 150 м, плотность 1.39 кг/л 150 m @ 1.42 kg/l 150 м, плотность 1.42 кг/л Will the well flow ? What is the reduction in BHP ? Проявит ли скважина? Каково снижение давления на забое? НЕТ 14 bar OB Репрессия 14 бар

Повторение Если скважина открыта, газовый приток может свободно двигаться вверх по стволу скважины и расширяться Давление на забое СНИЗИТСЯ из-за снижения гидростатического давления раствора Если скважину закрывают при проявлении, приток будет мигрировать вверх по скважине Увеличится давление на забое, на башмаке, в трубах и затрубе Увеличение давления на устье равно гидростатическому давлению раствора под притоком Это называется скоростью или коэффициентом миграции

ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ МЕЖДУНАРОДНЫЙ УЧЕБНО-ТРЕНАЖЕРНЫЙ ЦЕНТР Методы определения зон с аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД)

A reservoir requires three elements: Продуктивных пласт имеет три характерных особенности: a porous reservoir rock to accumulate the oil and gas - typically sandstones, limestones and dolomites. Пористая пластовая порода, где могут скапливаться нефть и газ – как правило, это песчаные, известняковые и доломитовые породы. an overlying impermeable rock to prevent the oil and gas from escaping clays, slates Перекрывающая продуктивный пласт непроницаемая порода, которая предотвращает миграцию нефти и газа (глинистые и сланцевые породы). a source for the oil and gas, typically shales and limestone Источник нефти и газа, как правило, сланцевые глины и известняковые породы. Formation Пласт

Formation Pressures Пластовое давление Formation pressures are categorised as follows: Диапазон значений пластового давления классифицируется следующим образом: An average figure for normal formation pressure gradient in marine basin sediment determined @1960s in the U.S. Gulf Coast area is 0.1052 bar/m. Среднее значение градиента давления пласта в морских бассейновых осадках было установлено в 1960 году в США в северной части побережья Мексиканского Залива и составляет 0.1052 бар/м. Abnormal formation pressure Аномально высокое пластовое давление Is a pressure greater than 0.1052 bar/m Давление, выше среднего значения 0.1052 бар/м Subnormal Formation pressure Аномально низкое пластовое давление Is a pressure less than 0.1052 bar/m Давление ниже 0.1052 бар/м Normal Pressure Нормальное пластовое давление

Formation Pressures Пластовое давление Normal = 0.1052 bar/m Нормальное пластовое давление = 0.1052 бар/м Subnormal = less than 0.1052 bar/m < Аномально низкое пластовое давление < менее 0.1052 бар/м Abnormal = greater than 0.1052 bar/m > Аномально высокое пластовое давление > более 0.1052 бар/м

Очень важно предсказать местоположение аномально высокого давления, чтобы принять меры, обеспечивающие нормальный процесс бурения во избежание газонефтеводопроявления.

интервалы аномально высокого давления непроницаемые породы относительно неуплотненные породы аномально высокое количество воды повышенная пористость аномально высокая проводимость снижение плотности пород

Прямые признаки ГНВП Перелив технологической жидкости через устье скважины при отсутствии циркуляции 2. Увеличение объема выходящей из скважины технологической жидкости при неизменной подаче насоса 3. Увеличение объема технологической жидкости в приемной (активной) емкости 4. Увеличениеуменьшение объема технологической жидкости вытесняемойдоливаемой в скважины против расчетного при спускеподъеме инструмента

66 Косвенные признаки ГНВП

67 Изменения механической скорости проходки

68 Резкое изменение механической скорости проходки Резкое увеличение механической скорости проходки, как правило, объясняется изменением свойств пласта или разбуриванием нового пласта. Изменение скорости проходки может быть очень резким, однако, более характерно постепенное изменение скорости. Изменение скорости проходки редко является непосредственным признаком проявления скважины, однако, оно, зачастую, указывает на то, что состояние скважины меняется и растет пластовое давление, что, в конечном итоге, может привести к проявлению скважины.

69 ROP- Rock Type Effect on ROP Зависимость механической скорости проходки от типа разбуриваемых пород

70 ROP- Overbalance Effect on ROP Влияние репрессии на механическую скорость проходки

71 ROP- Transition Zone Механическая скорость проходки – переходная зона Mud Weight in hole 1.2 kg/l Плотность раствора в скважине 1.2 кг/л Formation Pressure 1.2 kg/l Пластовое давление 1.2 кг/л Formation Pressure 1.1 kg/l Пластовое давление 1.1. кг/л Formation Pressure and Porosity increasing causing Overbalance to Decrease. Causes ROP to Increase Повышение пластового давления и пористости пласта вызывают снижение репрессии. Что ведет к увеличению механической скорости проходки

72 ROP- Transition Zone Механическая скорость проходки – переходная зона

73 D-exponents D-экспоненты This is a factor for evaluating drilling rate and predicting/detecting abnormal pore pressure zones. Это функция оценки механической скорости бурения и прогнозирования/выявления зон аномально повышенного давления. All things being equal, the d-exponent should increase with depth when drilling in a normal pressure section. При всех равных показателях, d-экспонента увеличивается с глубиной при бурении секций с нормальным пластовым давлением. A reversal of this trend is an indication of drilling into potential overpressures Обратное движение этой функции – показатель приближения к зонам с потенциально высоким давлением It is regarded as one of the best tools for pore pressure evaluation. Эта функция считается одним из лучших методов оценки пластового давления.

74 The parameters used to get d-exponent values are: Параметры, необходимые для расчета d-экспоненты: drilling rate, Скорость бурения rotary speed, Скорость вращения ротора bit weight, Нагрузка на долото bit diameter and mud weight; Диаметр долота и плотность бурового раствора versus well depth. По отношению к глубине скважины The general trend is normally a gradually slowing rate of penetration. Типичная тенденция d-экспоненты – постепенное замедление механической скорости проходки.

Ignoring responses D Exponent Игнорирование реакции D Экспоненты This is a factor for evaluating drilling rate and predicting/detecting abnormal pore pressure zones. Это фактор оценки механической скорости бурения и прогнозирования/выявления зон аномально повышенного давления Depth Глубина ROP Механическая скорость проходки - +

76 ROP- D Exponent Механическая скорость проходки - D Экспонента Increasing D Exponent Повышающаяся D Экспонента 2900 2960 3020 3080 2930 2990 3050 3110

Гидравлические свойства раствора связаны с скоростью насоса, расходом раствора и размером насадок долота. Эти три элемента необходимы для того, чтобы промыть скважину и долото. После установки и благодаря постоянной скорости насоса поддерживается постоянный расход раствора. Поэтому, при условии поддержания постоянной частоты вращения и скорости насоса во время бурения, любое изменение скорости проходки будет происходить либо по причине износа долота, либо из-за смены свойств пласта (новый пласт) или из-за изменения баланса давлений (превышения гидростатического над пластовым). Механическая скорость проходки - гидравлические свойства бурового раствора Буровой раствор

D Exponent D Экспонента Rate of penetration, ft/hr Rotary speed, rpm Weight on bit, lbs Bit size, ins versus well Depth Скорость бурения, футов/час, скорость вращения ротора, об/мин, нагрузка на долото, фунты Диаметр долота, дюймы Рассчитывается по отношению к глубине скважины All things being equal, the d-exponent should increase with depth when drilling in a normal pressure section. A reversal of this trend is an indication of drilling into potential overpressures При прочих одинаковых условиях, d-экспонента должна возрастать с глубиной при бурении секций с нормальным давлением. Обратная тенденция - признак разбуривания зон с потенциально высоким давлением.

79 Hole Condition - Torque and Drag Состояние скважины – крутящий момент и затяжка инструмента

Hole Condition Состояние скважины Torqe and Drag Крутящий момент и затяжка инструмента

82 Data from the Mud Информация, определяемая по раствору

83 Gas Levels in Mud Уровень газа в буровом растворе

84 Gas Levels in Mud Уровень газа в буровом растворе

85 Gas Levels in Mud Уровень газа в буровом растворе

86 Gas Levels in Mud Уровень газа в буровом растворе

87 Connection Gas Газ, поступающий в раствор при наращивании

88 Mud Circulating Formation Under Control Циркуляция раствора, Пласт под контролем bar 210 bar 210 бар BHP = 494 bar Давление на забое = 494 бара Formation Pressure = 483 bar Пластовое давление = 483 бара 3660 m 3660 м Connection Gas Газ, поступающий в раствор при наращивании

89 Circulation Stopped Formation Not Under Control Циркуляцию остановили Пласт не контролируется BHP = 474 bar Давление на забое = 474 бара Formation Pressure = 483 bar Пластовое давление = 483 бара 3660 m 3660 м bar Annular Pressure Loss = 0 bar Потери давления в затрубе = 0 бар Connection Gas Газ, поступающий в раствор при наращивании

90 Mud Circulating Formation Under Control Циркуляция раствора Пласт под контролем bar 210 bar 210 бар BHP = 494 bar Давление на забое = 494 бара Formation Pressure = 483 bar Пластовое давление = 483 бара 3660 m 3660 м Connection Gas Газ, поступающий в раствор при наращивании

91 Connection Gas Газ, поступающий в раствор при наращивании

92 Cuttings Буровой Шлам

Changes in Cutting sizes Изменение размера шлама Increase in volume and size Увеличение объема и размера шлама Выбуренные частички пласта сланцевой глины из зон со сбалансированным давлением Образец пласта сланцевой глины из переходной зоны

94 Признаки Проявления скважины

95 Mud Temperature Температура Бурового Раствора Pressure and porosity increasing Давление и пористость увеличиваются Formation Pressure 1.2 kg/l Пластовое давление 1.2 кг/л

96 Shale Density Плотность сланцевых глин Mud Weight 1.2 kg/l Плотность раствора 1.2 кг/л Formation Pressure 1.1 kg/l Пластовое давление 1.1 кг/д Pressure and porosity increasing Давление и пористость увеличиваются Formation Pressure 1.2 kg/l Пластовое давление 1.2 кг/л Normal Pressure Нормальное давление

Gas Cut Mud exercise Упражнение на газированный буровой раствор 1.44 kg/l 1.44 кг/л 2440 m TVD Глубина по вертикал 2440 м 150 m @ 1.2 kg/l 150 м, плотность 1.2 кг/л 150 m @ 1.39 kg/l 150 м, плотность 1.39 кг/л 150 m @ 1.42 kg/l 150 м, плотность 1.42 кг/л Will the well flow ? What is the reduction in BHP ? Проявит ли скважина? Каково снижение давления на забое? НЕТ 14 bar OB Репрессия 14 бар

GAS ZONE Зона залегания газа Controlled Situation Ситуация под контролем Lost Circulation Zone Зона потери циркуляции Потеря циркуляции Скважина может проявить при полной потере циркуляции. Если потеря всего объема раствора по причине естественного или антропогенного разрыва пород достаточно высока, все может закончиться тем, что скважина поглотит раствор и уровень раствора в затрубе упадет.

Losses поглощения Controlled Situation Ситуация под контролем GAS ZONE Зона залегания газа Lost Circulation Zone Зона потери циркуляции Потеря циркуляции может произойти в зонах с естественными разломами, и в зонах с аномально низким давлением; Потеря циркуляции

Mud Level Depleted Уровень раствора падает Controlled Situation Ситуация под контролем GAS ZONE Зона залегания газа Lost Circulation Zone Зона потери циркуляции Losses поглощения Вызвана слишком высокими скоростями при СПО Закупорка затрубного пространства из-за КНБК Налипание или оползание пород; Чрезмерно высокие потери на трение в затрубе; Или чрезмерное давление циркуляции при высокой прочности геля бурового раствора Потеря циркуляции

Lost Circulation Example Пример потери циркуляции We are Drilling away no problems with 1.44 kg/l @ 2440 m TVD in an area with no history of losses We hit 2440 m and then suddenly losses and the mud level Disappears Frac gradient is 0.1357 bar/m Мы бурим скважину, все идет хорошо, плотность раствора 1.44 кг/л, глубина скважины по вертикали 2440 м, бурим зону, где исторически происходили поглощения. Мы проходим отметку 2440 м и потом неожиданно начинается поглощение раствора, раствора в затрубе не видно, градиент гидроразрыва пласта составляет 0.1357 бар/м What is PMAX @ 2440 m? Каково максимально допустимое давление на глубине 2440 м? Prior to the losses what was the static BHP? До начала поглощения, каково было статическое давление на забое? P Max 331 bar Максимальное давление 331 бар BHP 344 bar Давление на забое 344 бара So we have lost 13 bar of 1.44 kg/l MUD Итак, мы потеряли 13 бар давления раствора плотностью 1.44 кг/л

1.44 kg/l @ 2440 m Frac gradient is 0.1357 bar/m Плотность раствора 1.44 кг/л Глубина по вертикали 2440 м Градиент гидроразрыва 0.1357 бар/м P Max 331 bar BHP 344 bar Максимальное давление 331 бар Давление на забое 344 бара So we have lost 13 bar of 1.44 kg/l MUD Итак, мы потеряли 13 бар давления раствора плотностью 1.44 кг/л What length of mud gives you 13 bar? Столб раствора какой высоты создает давление 13 бар? 13 bar ÷ 0.1412 bar/m = 92 m 13 бар ÷ 0.1412 бар/м = 92 м So in other words the column of mud left in the hole must exert 331 bar Другими словами, давление столба раствора в скважине должно составлять 331 бар Sometimes in order to monitor we may want to bring the fluid level to surface Иногда, чтобы контролировать раствор, нам необходимо видеть его уровень на устье Lost Circulation Example Пример потери циркуляции

Swabbing in a kick while tripping out Свабирование притока во время подъема инструмена Failing to fill the hole properly when tripping Плохое наполнение скважины во время СПО Surging leading to losses Пульсация, вызывающая поглощения Incorrect hole filling Неправильное наполнение скважины Ignoring things (trip sheet trip tanks) Игнорирование очевидных признаков (лист долива доливных емкостей) Causes of kicks Tripping Причины проявлений при СПО

If 10 x 27,45 m stands were pulled from the hole dry then (approximately 7) barrels of fluid is needed to fill the hole. Если 10 x 27,45 м свечей подняли из скважины без сифона, сколько (приблизительно 1100 л) литров раствора необходимо для того, чтобы наполнить скважину Litre литры 800 1600 2400 TRIP TANK Доливная емкость START VOLUME НАЧАЛЬНЫЙ ОБЪЕМ FINISH VOLUME КОНЕЧНЫЙ ОБЪЕМ PUMP НАСОС 800 l/л Pulling Pipe DRY Подъем без сифона The drawing shows that it has taken only 800 l to fill the hole back up when it should have taken 1100 l. This discrepancy must be investigated and accounted for. На рисунке показано, что скважина приняла только 800 л раствора, тогда как, согласно расчетам, для ее заполнения необходимо было 1100 л. Это несоответствие должно быть проанализировано самым тщательным образом

Tripping Dry Подъем без сифона Pipe Capacity Объем трубы Metal Displacement Объем металла Annular Volume Объем затруба Pulling pipe dry and NOT filling hole = Reduction In BHP Подъем трубы без сифона и без последующего наполнения скважины Вызывает снижение давления на забое NOTE: The mud level drops in the annulus and inside the drill pipe. Примечание: уровень раствора падает в затрубе и внутри БТ

Pulling pipe wet and NOT filling hole = Reduction In BHP Подъем трубы с сифоном без последующего Наполнения скважины вызывает снижение Давления на забое Tripping Wet Подъем трубы с сифоном NOTE: The mud level drops only in the annulus as both the metal displacement and pipe capacity are pulled out of the hole. Примечание: Уровень раствора падает только в затрубе, поскольку из скважины поднимают и объем металла и объем трубы. Pipe Capacity Объем трубы Metal Displacement Объем металла Annular Volume Объем затруба

Swabbing Свабирование The Bit is Pulled off bottom Долото приподнято над забоем

As the Bit is Pulled off bottom Mud must pass and fall and fill the space left below it Как только долото отрывают от забоя, буровой раствор должен опуститься вниз и заполнить освободившееся пространство This will always cause a temporary reduction in BHP Это всегда вызывает временное Снижение давления на забое Swabbing Свабирование

If the bit is pulled too fast the pressure drop is greater and will be sustained longer Однако, если поднять долото слишком Быстро, давление резко упадет и будет Удерживаться на низком показателе Больший период времени Swabbing Свабирование

Causing formation fluids to enter the well bore В результате чего пластовая жидкость может Поступить в ствол скважины If the bit is pulled too fast the pressure drop is greater and will be sustained longer Однако, если поднять долото слишком Быстро, давление резко упадет и будет Удерживаться на низком показателе Больший период времени Swabbing Свабирование

This condition is worsened if the Bit is balled Ситуация может усугубиться, если на долоте сальник Swabbing Свабирование

Swabbing can be avoided by good drilling practices Свабирования можно избежать, если применять принятые в бурении процедуры и техники Adequate trip margins Соблюдать правильный запас увеличения скорости при подъеме Noting tight spots from previous trips Обращать внимание на места сужения скважины, замеченные при предыдущих СПО Conditioning mud and circulating clean before trip Выравнивать параметры раствора и промывать скважину до СПО Controlling pipe pulling speed Контролировать скорость подъема инструмента Swabbing Свабирование

113 Trip Monitoring Мониторинг и контроль СПО When running in the hole, the steel displaces the drilling fluid. The amount of overflow should equal the steel volume run in the hole. При спуске инструмента в скважину объем металла вытесняет буровой раствор. Количество выходящего раствора должно точно совпадать с объемом металла, опущенного в скважину. Surging is the temporary increase of fluid hydrostatic while tripping in as mud tries to move up around the bit Пульсация – временное повышение гидростатического давления во время спуска инструмента, из-за того, что раствор пытается циркулировать вокруг долота

ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ МЕЖДУНАРОДНЫЙ УЧЕБНО-ТРЕНАЖЕРНЫЙ ЦЕНТР Kick Indicators Средства контроля ГНВП

Раннее обнаружение ГНВП Раннее обнаружение ГНВП зависит от следующих факторов: Величина репрессии на напорный пласт и его проницаемость Глубина залегания проявляющего горизонта Уровень технической оснащенности буровой бригады

There are other Warning Signs but these are the Positive Indicators Существуют и другие признаки, но эти три являются самыми точными и надежными Kick indicators while drilling Признаки проявления во время бурения The return flow indicator 1. Индикатор обратного потока 2. The pit volume totaliser 2. Счетчик объема емкостей 3. The trip tank 3. Доливная емкость

The return flow indicator 1. Индикатор обратного потока Gauge on Driller’s console Прибор измерения на панели бурильщика Paddle Датчик потока

2. The pit volume totaliser 2. Счетчик объема емкостей Gauge on Driller’s console Прибор измерения на панели бурильщика

PUMP TRIP TANK Доливная емкость SIGHT GLASS Расходомерное стекло FLOAT Kick Indicators 3. The trip tank 3. Доливная емкость TRIP TANK Доливная емкость Признаки проявления

The trip tank will discharge less mud than the volume removed if Formation Fluids have entered the wellbore. Доливная емкость спускает меньше раствора, чем удаленный из скважины объем, если в ствол скважины поступили Пластовые Флюиды This is a positive Indication of a Kick Это является точным признаком проявления скважины 3. The trip tank 3. Доливная емкость Kick Indicators Признаки проявления

Датчик расхода на входе Накладной сенсор расходомера, установленный на трубе, излучает сигнал, направленный через её стенку в поток жидкости. Частота сигнала, отражённого присутствующими в потоке жидкости твёрдыми частицами или газовыми пузырьками, отличается от исходной (эффект Доплера). Контроллер расходомера измеряет сдвиг частоты и определяет значение скорости жидкости, которое используется для расчёта расхода.

Датчик расхода на выходе Индикатор ИРМ состоит из магниторезистивного преобразователя угловых перемещений и усилителя-преобразователя. Принцип работы датчика ИРМ заключается в получении с первичного магниторезистивного преобразователя электрического сигнала, пропорционального углу отклонения рабочей лопатки. Сигнал приводится к стандартной величине с помощью нормирующего усилителя

Датчик уровня бурового раствора Принцип действия датчика основан на преобразовании линейных перемещений поплавка, контактирующего с поверхностью жидкости, в угловое перемещение многооборотного потенциометра, выходной сигнал которого линейно зависит от положения поплавка

Датчик уровня бурового раствора Принцип действия датчика основан на замыкании герконов преобразователя под действием перемещающегося магнита поплавка. Специальное расположение герконов и выбранный тип магнита позволяют добиться высокой точности измерений. Нормирующий модуль производит обработку и сглаживание сигналов от линейного герконового преобразователя и приводит выходной сигнал к стандартному виду.

Датчик плотности бурового раствора Бесконтактный датчик плотности бурового раствора ИПБ-1 обеспечивает контроль изменения плотности потока гамма-излучения от радионуклидного источника, вызванного изменением плотности бурового раствора. Поток гамма-излучения регистрируется блоком детектирования, в котором этот поток преобразуется в последовательность импульсов с частотой пропорциональной плотности потока излучения. Определение плотности бурового раствора осуществляется по калибровочной зависимости, учитывающей ослабление потока гамма-излучения через стенку манифольда (желоба). В качестве радионуклидного источника гамма-излучения используется образцовый источник - натрий-22 или хлористый калий, которые не попадают под регламентацию "Норм радиационной безопасности" НРБ-99 и "Основных санитарных правил обеспечения радиационной безопасности" ОСПОРБ-99.

Выводы Раннее обнаружение ГНВП снижает риск перехода ГНВП в открытый фонтан, уменьшает нагрузку на устьевое оборудование, снижает риск ГРП при глушении скважины

ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ МЕЖДУНАРОДНЫЙ УЧЕБНО-ТРЕНАЖЕРНЫЙ ЦЕНТР Strength of Formation Rock Прочность продуктивного пласта

A reservoir requires three elements: Продуктивных пласт имеет три характерных особенности: a porous reservoir rock to accumulate the oil and gas - typically sandstones, limestones and dolomites. Пористая пластовая порода, где могут скапливаться нефть и газ – как правило, это песчаные, известняковые и доломитовые породы. an overlying impermeable rock to prevent the oil and gas from escaping clays, slates Перекрывающая продуктивный пласт непроницаемая порода, которая предотвращает миграцию нефти и газа (глинистые и сланцевые породы). a source for the oil and gas, typically shales and limestone Источник нефти и газа, как правило, сланцевые глины и известняковые породы. Formation Пласт

Formation Pressures Пластовое давление Normal = 0.1052 bar/m Нормальное пластовое давление = 0.1052 бар/м Subnormal = less than 0.1052 bar/m < Аномально низкое пластовое давление < менее 0.1052 бар/м Abnormal = greater than 0.1052 bar/m > Аномально высокое пластовое давление > более 0.1052 бар/м

Salt Beds Salt Domes Faults. Under compacted rocks Gas Cap (shape of reservoir) Artesian Wells Abnormal formation fluid pressures can arise for a number of reasons. Аномально высокое давление в пласте может возникать по ряду причин: Examples are: Например: Abnormal formation pressure Аномально высокое давление пласта Соляные отложения Соляные куполы Сдвиги породы Пласты, залегающие под плотными породами Газовые куполы (форма пласта) Артезианские скважины

Subnormal Pressures Аномально низкое пластовое давление Formation pressure gradients less than normal gradients for a given area. Градиенты пластового давления ниже, чем градиенты нормального пластового давления для этой географической зоны. Lost circulation problems and differential sticking are common problems in these areas В таких зонах как правило, наблюдается потеря циркуляции и прихват инструмента под действием перепада давлений.

Production of oil or gas depletes formation pressure Добыча нефти и газа снижает пластовое давление Subnormal Pressures Аномально низкое пластовое давление Добывающая скважина Бурение скважины Более глубокие перспективные площади Продуктивный пласт

Factors effecting flow into well Факторы, от которых зависит приток в скважину How permeable the rock is Проницаемость пласта How much formation is exposed Насколько пробурен пласт What is the pressure differential Какова разница давлений What is type of the formation fluids Тип пластовой жидкости TVD of hole, diameter Глубина по вертикали и диаметр скважины

Reservoir Permeability When the well is Shut-in, the Drillpipe and Casing Pressures will begin to Rise Когда скважину закрывают, давления в затрубе и в трубах начинает расти The rate at which this rise occurs is an indication of Formation Permeability В зависимости от скорости, с которой растет давление, можно определить проницаемость пласта

Reservoir Permeability The final stable reading is an indication of Formation Pressure Окончательно стабилизировавшееся давление – это и есть пластовое давление When the well is Shut-in, the Drillpipe and Casing Pressures will begin to Rise Когда скважину закрывают, давления в затрубе и в трубах начинает расти

Reservoir Permeability Проницаемость продуктивного пласта If the pressures stabilise within 10 to 15 minutes then the Reservoir has a reasonably High Permeability Если давление стабилизируется в течение 10-15 минут, значит, пласт отличается достаточно высокой проницаемостью

If however they take 25 to 30 minutes then the Reservoir has a Lower Permeability Если давления стабилизируются в течение 25-30 минут, значит, продуктивный пласт имеет низкую проницаемость Bar бары

LEAK OFF TEST Опрессовка башмака ОК

LEAK OFF TEST ОПРЕССОВКА БАШМАКА ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ Engineering dept plan the well they decide the following Технический отдел планирует скважину и принимает решения по следующим вопросам: Shoe setting depth Глубина установки башмака обсадной колонны Mud to use while drilling Какой раствор использовать для бурения скважины Mud to use when casing set Какой раствор использовать для установки обсадной колонны If there's no information they can make predictions Если у них недостаточно информации, они делают предположени This can lead to all sorts of problems………. Что может привести к различным проблемам…….

LEAK OFF TEST ОПРЕССОВКА БАШМАКА ОК To determine Strength of Formation Rock PMAX Чтобы определить прочность продуктивного пласта Максимальное давление

Circulate the hole clean Промойте скважину Mud must be of uniformed weight Плотность раствора в скважине должна быть однородной The correct TVD must be known Должна быть точно известна глубина скважины по вертикали A calibrated test gauge and chart recorder must be available Должен использоваться хорошо откалиброванный контрольны манометр и регистратор кривых Ensure cement unit is used Использовать цементировочный агрегат Someone has prepared a chart with volume and pressure Необходимо подготовить график объема и давлений Purge air from system Выпустить воздух из системы CHECKS PRIOR TO LEAK OFF TEST ПРОВЕРКА ДО ПРОВЕДЕНИЯ ОПРЕССОВКИ

LEAK OFF TEST ОПРЕССОВКА БАШМАКА ОК Drill out the casing shoe and 3 to 5 m of new formation Circulate and condition mud until uniform Пробурите башмак ОК и 3-5 м нового пласта. Прокачайте раствор и выровняйте его параметры до однородной плотности.

Pull the bit up inside the shoe Приподнимите долото внутри башмака Close the well in Закройте скважину Line up to a high pressure low volume pump (cement pump) Подсоедините насос малого объема и высокого давления (цементировочный насос) LEAK OFF TEST ОПРЕССОВКА БАШМАКА ОК Drill out the casing shoe and 3 to 5 m of new formation Circulate and condition mud until uniform Пробурите башмак ОК и 3-5 м нового пласта. Прокачайте раствор и выровняйте его параметры до однородной плотности.

Pump slowly into the well down the Drillpipe in 40 to 80 litre increments and record pressure vs. volume/strokes Медленно закачивайте раствор в скважину по бурильным трубам, добавляя по 40-80 литров и записывайте показания давления/объема/ходов насоса LEAK OFF TEST ОПРЕССОВКА БАШМАКА ОК

Requirements for an accurate LOT: Exact Mud Density in well Exact TVD to shoe Accurate Pressure Gauge 1.2 kg/l 1.2 кг/л 1530 m 1530 м LEAK OFF TEST ОПРЕССОВКА БАШМАКА ОК Что необходимо для получения точных результатов опрессовки: Точно знать плотность раствора в скважине Точно знать глубину установки башмака по вертикали Точный манометр давления

When a deviation from the build-up in pressure occurs stop pumping LEAK OFF TEST ОПРЕССОВКА БАШМАКА ОК

Диаграмма испытания горной породы на прочность методом опрессовки

When the test is complete bleed the pressure down and check the volume of returns После завершения опрессовки, стравите давление и проверьте объем выхода бурового раствора LEAK OFF TEST ОПРЕССОВКА БАШМАКА ОК

MAASP Максимально допустимое устьевое давление в затрубном пространстве MAASP is maximum allowable annular surface pressure in excess mud hydrostatic that can be applied at surface and will not cause the formation at the shoe to breakdown. Максимально допустимое устьевое давление в затрубном пространстве на устье скважины, превышающее гидростатическое давление раствора, которое не вызывает разрыва пласта в зоне башмака. WHAT IS MAASP? Что такое максимально допустимое устьевое давление в затрубном пространстве?

FRACTURE (PMAX) PRESSURE & GRADIENT Градиент и давление гидроразрыва (максимальное давление) Fracture Pressure is the Hydrostatic Pressure of the test mud weight to the shoe plus the Surface Leak-off Test Pressure. (PMAX) Давление гидроразрыва – гидростатическое давление раствора для опрессовки, прилагаемое к башмаку ОК плюс давление опрессовки на устье скважины (максимальное давление). Fracture Gradient is the Fracture Pressure (PMAX) ÷ TVD to the shoe. Градиент гидроразрыва – Давление гидроразрыва (максимальное давление) ÷ глубину установки башмака по вертикали What is fracture pressure and gradient? Что такое градиент и давление гидроразрыва?

MAX MUD WEIGHTS Максимальная плотность бурового раствора MAX MUD WEIGHTS ARE ROUNDED DOWN МАКСИМАЛЬНАЯ ПЛОТНОСТЬ РАСТВОРА ОКГРУГЛЯЕТСЯ В МЕНЬШУЮ СТОРОНУ

Test Mud Weight 1.2 kg/l Shoe depth 1530 m TVD LOT @ 70 bar Плотность раствора для проведения опрессовки = 1.2 кг/л Глубина установки башмака по верт. = 1530 м Давление опрессовки = 70 бар What is PMAX @ Shoe? Каково максимальное давление на башмаке ОК? What is the fracture gradient? Какой градиент гидроразрыва? What is the maximum mud weight without losses? Какова максимальная плотность раствора без учета потерь давления? What is MAASP? Каково максимально допустимое устьевое давление в затрубном пространстве? MAASP Максимально допустимое устьевое давление в затрубном пространстве

ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ МЕЖДУНАРОДНЫЙ УЧЕБНО-ТРЕНАЖЕРНЫЙ ЦЕНТР Gas Cap Problems Газовая шапка и сопутствующие проблемы

Well A Скважина А Depth TVD : 3050 m Глубина по вертикали : 3050 м Mud kg/l : ? Плотность раствора (кг/л) : ? Form/Grad bar/m : 0.1052 Град. давл. пласта (бар/м): 0.1052 Gas grad bar/m : 0.027 Град. давл. газа (бар/м) : 0.027 Form Press : ? Пластовое давление : ? Well B Скважина В Dpth TVD : 2750 m Глубина по вертикали : 2750 м Mud kg/l : ? Плотность раствора (кг/л) : ? Gas grad bar/m : 0.027 Град. давл. газа (бар/м) : 0.027 Form Press : ? Пластовое давление : ? What mud weight is required to balance the formation pressure in well A? Какая плотность бурового раствора необходима для уравновешивания пластового давления в скважине А? What is the formation pressure in well B? Каково пластовое давление в скважине В? What mud weight is required to balance the formation pressure in well B? Какая плотность раствора необходима для уравновешивания пластового давления в скважине В? Well А Скважина А

Well B Скважина В Mud wt = 0.1052 bar/m x 10.2 = 1.073 kg/l ≈ 1.08 kg/l Плотность раствора = 0.1052 бар/м x 10.2 = 1.073 кг/л ≈ 1.08 кг/л Formation press bar = 0.1052 bar/m x 3050 m = 321 bar Пластовое давление (бары) = 0.1052 бар/м x 3050 м = 321 бар Well A Скважина А

What mud weight is required to balance the formation pressure in well A? Какая плотность бурового раствора необходима для уравновешивания пластового давления в скважине А? What is the formation pressure in well B? Каково пластовое давление в скважине В? What mud weight is required to balance the formation pressure in well B? Какая плотность раствора необходима для уравновешивания пластового давления в скважине В? Well A Скважина А Depth TVD : 3600 m Глубина по вертикали : 3600 м Mud kg/l : ? Плотность раствора (кг/л) : ? Form/Grad bar/m : 0.1099 Град. давл. пласта (бар/м): 0.1099 Gas grad bar/m : 0.0317 Град. давл. газа (бар/м) : 0.0317 Form Press : ? Пластовое давление : ? Well B Скважина В Dpth TVD : 2820 m Глубина по вертикали : 2820 м Mud kg/l : ? Плотность раствора (кг/л) : ? Gas grad bar/m : 0.0317 Град. давл. газа (бар/м) : 0.0317 Form Press : ? Пластовое давление : ? Well B Скважина В Well А Скважина А GAS ГАЗ

Well B Скважина В Well A Скважина А

What mud weight is required to balance the formation pressure in well A? Какая плотность бурового раствора необходима для уравновешивания пластового давления в скважине А? What is the formation pressure in well B? Каково пластовое давление в скважине В? What mud weight is required to balance the formation pressure in well B? Какая плотность раствора необходима для уравновешивания пластового давления в скважине В? GAS ГАЗ Well B Скважина В Well B Скважина В Well A Скважина А Depth TVD : 4470 m Глубина по вертикали : 4470 м Mud kg/l :- ? Плотность раствора (кг/л) : ? Form/Grad bar/m : 0.1049 Град. давл. пласта (бар/м): 0.1049 Gas grad bar/m : 0.029 Град. давл. газа (бар/м) : 0.029 Form Press : ? Пластовое давление : ? Well B Скважина В Dpth TVD : 2650 m Глубина по вертикали : 2650 м Mud kg/l :- ? Плотность раствора (кг/л) : ? Gas grad bar/m : 0.029 Град. давл. газа (бар/м) : 0.029 Form Press : ? Пластовое давление : ?

Mud wt kg/l 0.1049 bar/m x 10.2 = 1.069 kg/l ≈1.07 kg/l Плотность раствора кг/л 0.1049 бар/м x 10.2 = 1.069 кг/л ≈1.07 кг/л Formation press bar 0.1049 bar/m x 4470 m = 469 bar Пластовое давление (бары) 0.1049 бар/м x 4470 м = 469 бар Well A Скважина А Well B Скважина В

What mud weight is required to balance the formation pressure in well A? Какая плотность бурового раствора необходима для уравновешивания пластового давления в скважине А? What is the formation pressure in well B? Каково пластовое давление в скважине В? What mud weight is required to balance the formation pressure in well B? Какая плотность раствора необходима для уравновешивания пластового давления в скважине В? GAS ГАЗ Well B Скважина В Well A Скважина A Well A Скважина А Depth TVD :- 5030 m Глубина по вертикали :- 5030 м Mud kg/l :- ? Плотность раствора (кг/л) : - ? Form/Grad bar/m :- 0.1131 Град. давл. пласта (бар/м): - 0.1131 Gas grad bar/m : - 0.027 Град. давл. газа (бар/м) : - 0.027 Form Press :- ? Пластовое давление : - ? Well B Скважина В Dpth TVD :- 2760 m Глубина по вертикали : - 2760 м Mud kg/l :- ? Плотность раствора (кг/л) :- ? Gas grad bar/m :- 0.027 Град. давл. газа (бар/м) : - 0.027 Form Press :- ? Пластовое давление : - ?

Well A Скважина А Well B Скважина В

ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ МЕЖДУНАРОДНЫЙ УЧЕБНО-ТРЕНАЖЕРНЫЙ ЦЕНТР Shut-in Procedures Процедуры закрытия скважины

Reservoir Permeability When the well is Shut-in, the Drillpipe and Casing Pressures will begin to Rise Когда скважину закрывают, давления в затрубе и в трубах начинает расти The rate at which this rise occurs is an indication of Formation Permeability В зависимости от скорости, с которой растет давление, можно определить проницаемость пласта

Reservoir Permeability The final stable reading is an indication of Formation Pressure Окончательно стабилизировавшееся давление в затрубе – это и есть пластовое давление When the well is Shut-in, the Drillpipe and Casing Pressures will begin to Rise Когда скважину закрывают, давления в затрубе и в трубах начинает расти

Reservoir Permeability Проницаемость продуктивного пласта If the pressures stabilise within 10 to 15 minutes then the Reservoir has a reasonably High Permeability Если давление стабилизируется в течение 10-15 минут, значит, пласт отличается достаточно высокой проницаемостью

If however they take 25 to 30 minutes then the Reservoir has a Lower Permeability Если давления стабилизируются в течение 25-30 минут, значит, продуктивный пласт имеет низкую проницаемость Bar бары

Graph Assumes A Gas Kick График предположительного проявления газа Давление в трубах после закрытия Давление в затрубе после закрытия

Существуют и другие признаки, но эти три являются самыми точными и надежными Признаки проявления во время бурения 1. Индикатор обратного потока 2. Счетчик объема емкостей 3. Доливная емкость

Процедура закрытия скважины во время бурения If a kick is in progress the Driller carries out the cardinal rule. He………………………. Если наблюдается проявление скважины, Бурильщик должен сделать главное……………….. Picks up and spaces out Оторваться от забоя так, чтобы не закрыть превентор на замковом соединении Stops rotation Остановить вращение Shuts down the pump Выключить насос Flow checks the well Проверить скважину на приток The following procedures are used for shutting in the well while drilling…………….. Для закрытия скважины во время бурения существует две процедуры…….

There are two recognized procedures Для закрытия скважины Существуют две процедуры: Hard Shut-in Жесткое закрытие Soft Shut-in Мягкое закрытие

The Surface BOP Control Panel Панель управления наземным ПВО

The Hydraulic Remote Choke Panel Панель дистанционного управления гидравлическим дросселем

The HARD SHUT-IN Процедура жесткого закрытия

INC DEC FLOWMETER Расходомер CHOKE LINE Линия дросселирования KILL LINE Линия глушения HARD SHUT-IN Процедура жесткого закрытия Choke is in Closed position Дроссель в закрытом положении CASING ЗАТРУБ DRILLPIPE ТУРБЫ CHOKE 1 ДРОССЕЛЬ 1 CHOKE 2 ДРОССЕЛЬ 2 CHOKE ДРОССЕЛЬ CLOSE ЗАКРЫТ OPEN ОТКРЫТ CLOSE закрыт OPEN открыт ANNULAR ЗАТРУБНОЕ ПРОСТРАНСТВО MANIFOLD МАНИФОЛЬД ACCUMULATOR АККУМУЛЯТОР AIR ВОЗДУХ

OPEN Открыт CLOSE Закрыт CHOKE Дроссель OPEN Открыт CLOSE Закрыт CHOKE 1 Дроссель 1 CHOKE 2 Дроссель 2 INC DEC FLOWMETER Расходомер CHOKE LINE Линия дросселирования KILL LINE Линия глушения Pump Running HARD SHUT-IN Процедура жесткого закрытия Choke is in Closed position Дроссель закрыт Operate Master Air Valve Отрегулируйте главный пневмоклапан

OPEN CLOSE INC DEC Pump Насос Running Работает Operate Master Air Valve Отрегулируйте главный Пневмоклапан Close BOP Закройте ПВО HARD SHUT-IN Процедура жесткого закрытия Choke is Closed Дроссель закрыт DRILLPIPE ТУРБЫ CASING ЗАТРУБ CHOKE 1 ДРОССЕЛЬ 1 CHOKE 2 ДРОССЕЛЬ 2 OPEN ОТКРЫТ CLOSE ЗАКРЫТ CHOKE ДРОССЕЛЬ ACCUMULATOR АККУМУЛЯТОР CHOKE LINE ЛИНИЯ ДРОССЕЛИРОВАНИЯ KILL LINE ЛИНИЯ ГЛУШЕНИЯ OPEN открыт CLOSE закрыт MASTER ГЛАВНЫЙ AIR VALVE ПНЕВМОКЛАПАН CLOSE закрыт CLOSE закрыт CLOSE закрыт FLOWMETER РАСХОДОМЕР ANNULAR ЗАТРУБНОЕ ПРОСТРАНСТВО MANIFOLD МАНИФОЛЬД AIR ВОЗДУХ

OPEN Открыт CLOSE Закрыт INC DEC FLOWMETER Расходомер CHOKE LINE Линия дросселирования KILL LINE Линия глушения Pump Насос Running Работает HARD SHUT-IN Процедура жесткого закрытия Choke is Closed Дроссель закрыт Operate Master Air Valve Отрегулируйте главный Пневмораспределитель Close BOP Закройте ПВО Open HCR Откройте коренную гидравлическую задвижку DRILLPIPE ТУРБЫ CASING ЗАТРУБ CHOKE 1 ДРОССЕЛЬ 1 CHOKE 2 ДРОССЕЛЬ 2 OPEN ОТКРЫТ CLOSE ЗАКРЫТ CHOKE ДРОССЕЛЬ

INC DEC CASING ЗАТРУБ DRILLPIPE ТУРБЫ CHOKE 1 ДРОССЕЛЬ 1 CHOKE 2 ДРОССЕЛЬ 2 OPEN ОТКРЫТ CLOSE ЗАКРЫТ CHOKE ДРОССЕЛЬ HARD SHUT-IN Процедура жесткого закрытия Operate Master Air Valve Отрегулируйте главный Пневмораспределитель Close BOP Закройте ПВО Open HCR Откройте коренную гидравлическую задвижку Read and record pressures Снимите и зарегистрируйте показатели давления Choke is Closed Дроссель закрыт

The Soft Shut-in Процедура Мягкого закрытия

INC DEC SOFT SHUT-IN Процедура Мягкого закрытия Choke is OPEN Дроссель открыт

INC DEC SOFT SHUT-IN Процедура Мягкого закрытия Choke is OPEN Дроссель открыт Operate Master Air Valve Отрегулируйте Главный Пневмоклапан

INC DEC SOFT SHUT-IN Процедура Мягкого закрытия Choke is OPEN Дроссель открыт Operate Master Air Valve/ Отрегулируйте Главный Пневмоклапан Open HCR Откройте коренную гидравлическую задвижку

OPEN INC DEC SOFT SHUT-IN Процедура Мягкого закрытия Choke is OPEN Дроссель открыт Operate Master Air Valve/ Отрегулируйте Главный Пневмоклапан Open HCR Откройте коренную гидравлическую задвижку Close BOP Закройте ПВО

INC DEC SOFT SHUT-IN Процедура Мягкого закрытия Choke is OPEN Дроссель открыт Operate Master Air Valve Отрегулируйте Главный Пневмоклапан Open HCR Откройте коренную гидравлическую задвижку Close BOP Закройте ПВО CLOSE THE CHOKE Закройте Дроссель

CHOKE ДРОССЕЛЬ DRILLPIPE OPEN ОТКРЫТ CLOSE ЗАКРЫТ CHOKE 1 Дроссель 1 CHOKE 2 Дроссель 2 Operate Master Air Valve Отрегулируйте Главный Пневмоклапан Open HCR Откройте коренную гидравлическую задвижку Close BOP Закройте ПВО CLOSE THE CHOKE Закройте Дроссель Read and Record Pressures Зарегистрируйте давления INC DEC CASING ЗАТРУБ DRILLPIPE ТУРБЫ SOFT SHUT-IN Процедура Мягкого закрытия

After shutting in, the Driller: После закрытия скважины, Бурильщик: Records the Time Регистрирует время 2. Records the SIDPP Регистрирует показатель давления в трубах 3. Records the SIСP Регистрирует показатель давления в затрубе 4. Records the Pit Gain Регистрирует объем притока 5. Informs the Tool Pusher Информирует Бурового Мастера

Hard Shut in procedure (Drilling mode) with Top Drive Процедура жесткого закрытия скважины (режим бурения) с верхним приводом The driller………….. Бурильщик…… Pick up space/out Отрывается от забоя так, чтобы не закрыть превентор на замковом соединении Stop rotating Прекращает вращение Stop Pump Заглушает насосы Flow check Проверяет скважину на приток Close annular BOP Закрывает универсальный превентор Open HCR Открывает коренную гидравлическую задвижку Inform Supervisor Информирует Супервайзера Monitor shut in pressures and pit gain Контролирует давления после закрытия и уровень емкостей Note: Choke is already in shut position Примечание: Дроссель уже находится в закрытом положении

Процедура мягкого закрытия скважины (режим бурения) с верхним приводом The driller………….. Бурильщик…… Pick up space/out Отрывается от забоя так, чтобы не закрыть превентор на замковом соединении Stop rotating Прекращает вращение Stop Pump Заглушает насосы Flow check Проверяет скважину на приток Open HCR Открывает коренную гидравлическую задвижку Close annular BOP Закрывает универсальный превентор Close remote choke Закрывает дроссель с дистанционным управлением Inform Supervisor Информирует Супервайзера Monitor shut in pressures and pit gain Контролирует давления после закрытия и уровень емкостей Note: Prior to commencing operations Choke is in open position Примечание: ДО начала процедуры Дроссель находится в открытом положении

SOFT SHUT-IN PROCEDURE WHILE TRIPPING - FIXED RIG Процедура мягкого закрытия скважины во время СПО – стационарная буровая установка Proceed as follows: Выполняются следующие операции: When a possible sign is observed, set top tool joint in the slips. Когда имеются признаки возможного проявления, поместите верхний замок бурильной трубы в клинья Install a full opening Safety valve on the drill pipe. Close the valve once it is installed. На трубу установите Полнопроходный Предохранительный Клапан. После установки, закройте его. Check for flow. Check trip volumes. Проверьте скважину на приток. Проверьте уровень раствора в емкостях. OPEN choke line valve at Bop stack. (HCR valve). ОТКРОЙТЕ линию дросселирования на блоке ПВО. (Коренную гидравлическую задвижку). CLOSE annular BOP. ЗАКРОЙТЕ универсальный ПВО. CLOSE choke. ЗАКРОЙТЕ дроссель. Alert supervisors. Проинформируйте Супервайзеров. Stab IBOP (Grey Valve) and open full opening safety valve. Закройте вставной ПВО (обратный клапан) и откройте полнопроходный предохранительный клапан. (9) Read and record pressures and times. Check pit volumes. Записывайте показания давления и временные интервалы. Проверяйте уровень емкостей. The operators representative will have to decide whether to kill in situ, or strip back to bottom. Представители заказчика должны решить, глушить ли скважину сразу или опустить инструмент под давлением в закрытой скважине обратно на забой.

HARD SHUT-IN PROCEDURE WHILE TRIPPING - FIXED RIG Процедура жесткого закрытия скважины во время СПО – стационарная буровая установка Proceed as follows: Выполняются следующие операции: When a possible sign is observed, set top tool joint in the slips. Когда имеются признаки возможного проявления, поместите верхний замок бурильной трубы в клинья Install a full opening Safety valve on the drill pipe. Close the valve once it is installed. На трубу установите Полнопроходный Предохранительный Клапан. После установки, закройте его. Check for flow. Check trip volumes. Проверьте скважину на приток. Проверьте уровень раствора в емкостях. CLOSE annular BOP. ЗАКРОЙТЕ универсальный ПВО. OPEN choke line valve at Bop stack. (HCR valve). ОТКРОЙТЕ линию дросселирования на блоке ПВО. (Коренную гидравлическую задвижку). Alert supervisors. Проинформируйте Супервайзеров. Stab IBOP (Grey Valve) and open full opening safety valve. Закройте вставной ПВО (обратный клапан) и откройте полнопроходный предохранительный клапан. Read and record pressures and times. Check pit volumes. Записывайте показания давления и временные интервалы. Проверяйте уровень емкостей. The operators representative will have to decide whether to kill in situ, or strip back to bottom. Представители заказчика должны решить, глушить ли скважину сразу или опустить инструмент под давлением в закрытой скважине обратно на забой.