Memory Online - стабільний фоновий тиск і підтримка; стан недобалансованості свердловин в Росії
B9 Коефіцієнт об'єму для газу [scf/stb]
B0 Коефіцієнт об'єму для масла [stb/stb]
c0 стисливість масла [R/psi]
Кінетична енергія [фунт-фут/фут 3]
f Об'ємна частка
g гравітаційна постійна [32,2 фут/с 2]
Gp Гідростатичний градієнт тиску [атм/фут]
k співвідношення питомих тепла
л/хв літр на хвилину = л/хв
Тиск P [Psi | бари]
Патм-тиск [атм]
1 тиск утворення пор [бар]
P Нижній тиск [бар]
'wf Тиск руйнування [бар]
MD, виміряна висота [ft]
n Частка газу в шламі [%]
Rs Співвідношення газ/масло в розчині [scf/stb]
Поверхневий тиск SP [psi]
T Температура [Ранкін]
Фактична висота TVD [фути]
v9 поверхнева швидкість газу [фут/с]
v1 поверхнева швидкість рідини [фут/с]
y9 поточна швидкість газу [фут/с]
vl швидкість потоку рідини [фут/с]
проти швидкості ковзання [фут/с]
Зниження води в туалеті [%]
Вага упаковки Wds [фунтів]
Z Коефіцієнт стисливості
азимут
йо щільність олії
yg щільність газу
щільність р [фунт/фут 3]
Підтримка без ковзання
o, вертикальне напруження [бар]
aH максимальне горизонтальне напруження [бар]
ах мінімальне горизонтальне напруження [бари]
До зчеплення гірської породи [бруски]
0 внутрішній кут тертя породи
V нахил колодязя
Скорочення
Тиск нижнього отвору BHP
Запобіжник випадання BOP
Розгортання свердловини DDV
Клапан
ECD еквівалентна циркуляція
Щільність
FV Коефіцієнт обсягу
Міжнародна асоціація IADC
Бурові підрядники
Буріння з керованим тиском MPD
MD Виміряна глибина
Вимірювання MWD під час буріння
Непродуктивний час ДНЯЗ
Зворотний клапан NRV
Позитивний зсув PDM
Двигун
УЗО, що обертається, керуючий пристрій
Швидкість проникнення ROP
Загальна площа потоку TFA
TVD Справжня вертикальна глибина
Небалансоване буріння UBD
Незбалансовані операції UBO
WOB Вага на долоті
Рисунок 1.1: Ілюстрація профілів тиску та зони UB. (ECK-OLSEN, 2003) 3
Рисунок 1.2: Еволюція ROP як функція щільності бурової рідини для різних пластів. (Бургуан
та Янг, 1991) 6
Рисунок 1.3: Схема поверхневого обладнання для UBO 8
Рисунок 1.4: Модель УЗО, яка використовується в Алжирі (а) та ілюстрація сфери діяльності (б). 9
Малюнок 1.5: Клапан ESD 9
Рисунок 1.6: Діаграма двох типів NRV. 10
Рисунок 1.7: Вплив скорочення газу на тиск на дні свердловини. (Rehm, 2012) 11
Малюнок 1.8: Зміна тиску внизу менше, ніж у голові. 13
Рисунок 1.9: Матриця рішення, випадок вторгнення рідини. (Значення для Weatherford) 13
Малюнок 1.10: Матриця рішення, випадок вторгнення газу. (Значення для Weatherford) 14
Рисунок 1.11: Принцип грязьової шапки 16
Рисунок 1.12: DDV, принцип роботи. 16
Рисунок 1.13: Ілюстрація DDV у свердловині. 17
Рисунок 1.14: Поділ газ/рідина. (Rehm, 2012) 19
Рисунок 1.15: Ілюстрація зміни якості газу. (Rehm, 2012) 20
Рисунок 1.16: Принцип реактивного літака. 20
Рисунок 1.17: Постійна циркулююча допоміжна речовина (Rehm, 2012 та CANRIG) 21
Рисунок 1.18: Режими тиску як функція витрати впорскуваного газу. (Rehm, 2012) 22
Рисунок 1.19: Еволюція тертя в затрубному просторі як функція витрати газу при різних витратах
рідина 23
Рисунок 1.20: Впорскування за допомогою бурильної труби або підвісної труби. (Лезо) 25
Малюнок 1.21: Ін’єкція паразиту. (Лезо) 25
Малюнок 1.22: Концентрична ін’єкція. (Лезо) 26
Рисунок 1.23: Відбір кандидатів для UBD. (Аадной, 2009) 27
Рисунок 2.1: Розташування Хассі Мессауда (Мур, 2004) 29
Рисунок 2.2: Ділянки в Хассі-Мессауді з місцем розташування свердловин, пробурених в УБД. (Мур, 2004) 30
Рисунок 2.3: Порівняння коефіцієнтів видобутку свердловин, пробурених в умовах недостатнього балансу. (Мур, 2004) 33
Рисунок 2.4: Порівняння часу для буріння бічної частини свердловин UBD. (Мур, 2004) 33
Малюнок 2.5: Витрата видобутку відповідно до середнього по сектору для свердловин UBD (Moore, 2004) 35
Рисунок 3.1: Еволюція коефіцієнта об’єму природного газу як функції температури. 36
Малюнок 3.2: Еволюція коефіцієнта об’єму природного газу як функція тиску. 37
Рисунок 3.3: Еволюція коефіцієнта об’єму масла як функції тиску. 38
Рисунок 3.4: Діаграма перетворення в ступені API ( Petroleum.co.uk, 2014) 39
Рисунок 3.5: В'язкість для декількох газів при тиску 200 psi. (Leirkaer, 2014) 43
Рисунок 3.6: В'язкість мертвої олії як функція ступеня API. (Leikaer, 2014) 43
Рисунок 3.7: Режими потоку у вертикальній трубі. (Rehm, 2012) 45
Рисунок 3.8: Режими потоку в горизонтальній трубі. (Rehm, 2012) 46
Рисунок 3.9: Модель режиму Мандана. (Rehm, 2012) 47
Рисунок 3.10: Вплив потоку газу на оболонку BHP та UBD 48
Рисунок 3.11: Ін’єкція паразиту: експериментальні дані проти даних, змодельованих за допомогою Dynaflodrill
(Rommetveit, 2001) 51
Малюнок 3.12: Робочий інтерфейс Dynaflodrill 52
Рисунок 3.13: Інтерфейс моделювання Dynaflodrill. 52
Рисунок 4.1: Стан напружень у свердловині. (Мітчелл, 2011) 54
Рисунок 4.2: Напруження, що діють на свердловину. (Мітчелл, 2011) 54
Рисунок 4.3: Режими згортання отвору. (Мітчелл, 2011) 55
Рисунок 4.4: Ілюстрація обмежень для моделі Мора-Кулона (Mitchell, 2011) 56
Рисунок 4.5: Орієнтація відхилених напружень. (Мітчелл, 2011) 57
Рисунок 5.1: Вихідний потік газу, ілюстрація явища заглиблення. 60
Рисунок 5.2: Еволюція нижнього тиску під час явища заглиблення 61
Рисунок 5.3: Еволюція витрати газу під час явища забруднення. 61
Рисунок 5.4: Еволюція рівня бака під час явища забруднення. 62
Рисунок 5.5: Режими потоку газу через отвір та блокуючий ефект (Ryhming, 2009). 63
Рисунок 5.6: Еволюція вихідного потоку газу, критичний режим. 65
Рисунок 5.7: Еволюція фонового тиску, критичний режим. 65
Рисунок 5.8: Еволюція витрати газу, критична швидкість. 65
Рисунок 5.9: Еволюція вихідного потоку газу, надкритичний режим. 66
Рисунок 5.10: Еволюція базового тиску, надкритичний режим. 66
Рисунок 5.11: Еволюція витрати газу, надкритичної швидкості. 66
Рисунок 5.12: Еволюція витрати вихідного газу, ідеальна швидкість. 67
Рисунок 5.13: Еволюція фонового тиску, ідеальний режим. 67
Малюнок 5.14: Еволюція витрати газу, ідеальна швидкість. 67
Рисунок 6.1: Зміна BHP як функція часу для різних точок введення. 68
Малюнок 6.2: Зміна BHP як функція часу для різних витрат газу (м 3/хв) 69
Малюнок 6.3: Варіація BHP як функція часу для різних витрат рідини. 69
Рисунок 6.4: Зв'язок між швидкістю потоку рідини та часом стабілізації BHP. 70
Малюнок 6.5: Ілюстрація точки впорскування газу. (Rehm, 2012) 71
Рисунок 6.6: Ілюстраційний розріз концентричного. 72
Рисунок 6.7: Еволюція BHP як функція часу для різних відсотків закриття Duse. 73
Рисунок 6.8: Зв'язок між відкриттям Дусе та тривалістю стабілізації БГП. 73
Рисунок 6.9: Зміна BHP як функція часу у випадку з виробництвом та без нього. 74
Малюнок 6.10: Варіація BHP як функція часу для різних в'язкостей. 75
Рисунок 6.11: Еволюція кільцевого падіння тиску в залежності від в'язкості рідкої фази. 75
Рисунок 6.12: Вплив в'язкості рідини на час стабілізації BHP. 75
Рисунок 7.1: Розташування ONIZ-40. (Сонатрах) 76
Малюнок 7.2: Огляд та ілюстрація профілю свердловини ONIZ-40. (Синій: тюбінг і червоний: отвір) 76
Рисунок 7.3: Архітектура свердловини ОНІЗ-40 77
Рисунок 7.4: Моделювання фонового тиску як функції швидкості потоку впорскуваного газу. 79
Рисунок 7.5: Еволюція випадку BHP ONIZ-40 81
Рисунок 7.7: Вихідний потік, що залишає кільцеву поверхню. 82
Рисунок 7.8: Відкриття дроселя під час фази впорскування газу, ОНІЗ-40. 82
Рисунок 8.1: Еволюція BHP для контрольованого тиску в дроселі. 83
Рисунок 8.2: Еволюція відсотка відкриття дроселя. 83
Рисунок 8.3: Еволюція швидкості подачі газу для контрольованого тиску в дроселі. 84
Рисунок 8.4: Evolution BHP ONIZ-40 із вмонтованим зворотним клапаном 85
Рисунок 8.5: Evolution BHP ONIZ-40 з зворотним клапаном. 85
Рисунок 8.6: Еволюція потоку газу в сепараторі, зворотний клапан з маніпуляцією з дроселем. 85
Рисунок 8.7: Відкриття дроселя, зворотний клапан. 86
Рисунок 8.8: Принцип подвійного впорскування. 87
Рисунок 8.9: Evolution BHP ONIZ-40 з подвійним впорскуванням. 88
Рисунок 8.10: Еволюція потоку газу в сепараторі, подвійна інжекція. 88
Рисунок 8.11: Дросельний отвір, подвійна ін'єкція. 89
Рисунок 8.12: статичне моделювання BHP, випадок ін’єкції паразитів. 89
Рисунок 8.13: Еволюція BHP, випадок ін’єкції паразитом. 90
Рисунок 8.14: Статична модель BHP та ілюстрація колапсу та тиску пласта. 92
Рисунок 8.15: Операційна схема. 93
Рисунок 8.16: BHP в порівнянні з часом введення стрижня. 93
Рисунок 8.17: Різні режими потоку для горизонтальних труб (Falcone, 2009) 94
Рисунок 8.18: Діаграми потоку для горизонтальних труб (Falcone, 2009) 94
Рисунок 8.19: Еволюція накопичувача для рідини з витратою 650 та 700 л/хв. 95
Рисунок 8.20: Постійна діаграма Каца для визначення коефіцієнта
стисливість для газу (Тарек, 2012) 96