1. Proprietà dei fluidi di perforazione non soddisfa i requisiti
La viscosità eccessiva e la resistenza al gel possono portare a sfera di bit e pressione di tampone durante l'interruzione, riducendo la pressione del foro inferiore e causando uno scoppio. Inoltre, l'elevata viscosità e la resistenza al gel possono comportare un'eccessiva pressione di sovratensione durante l'interruzione o l'alta pressione della pompa durante l'avvio, che può fratturare la formazione e innescare uno scoppio.
Prevenzione:
Regolare le proprietà del fluido di perforazione prima di entrare in olio, gas o zone d'acqua.
Garantire che la densità di fluido di perforazione soddisfi le specifiche di progettazione.
Sotto la premessa di un trasporto efficace delle talee, utilizzare la viscosità fattibile più bassa e la resistenza al gel per ridurre al minimo la palla e ridurre le pressioni di tampone/sovratensione durante le operazioni di inciampo.
2. Bit palling e effetto pistone durante l'interruzione
La palla bit durante l'interruzione crea un effetto pistone, impedendo il rifornimento di fluidi anulari e la generazione di alta pressione di tampone, che riduce la pressione del foro inferiore. Inoltre, il rapido calo del livello del fluido all'interno della stringa di perforazione durante l'interruzione dell'effetto del pistone può portare a una pressione di colonna fluida interna insufficiente per bilanciare la pressione di formazione, causando potenzialmente uno scoppio interno.
Prevenzione:
Regolare le proprietà del fluido di perforazione prima di inciampare: ridurre la viscosità e la resistenza al gel e rimuovere i solidi di scarsa qualità.
Monitorare e controllare la velocità di inciampo: osservare da vicino le operazioni di inciampo. Se si verificano sintomi di effetto a pistone (ad es. Resistenza di inciampamento, incapacità di riempire l'annulus, movimento del fluido con la stringa di perforazione, un calo rapido del livello del fluido nella stringa di perforazione): collegare immediatamente il kelly per far circolare e ricreare il foro.
Recupera in modo incrementale la stringa di perforazione (ad esempio un giunto alla volta).
Assicurarsi che l'annulus sia completamente riempito con fluido prima di tirare.
Verrà rigorosamente il movimento aggressivo del tubo senza circolazione se si osservano effetti del pistone.
3. Movimento aggressivo del tubo senza circolazione in zone di idrocarburi aperti
Condurre un movimento aggressivo su/giù del tubo in zone di idrocarburi aperti senza circolazione genera pressione di tampone. Se la pressione idrostatica scende al di sotto della pressione dei pori di formazione, gli idrocarburi invaderanno il pozzo.
Prevenzione:
Se l'interruzione non è fattibile a causa di problemi di attrezzatura:
Collegare la Kelly per circolare.
Se la circolazione è impossibile, dà la priorità alla rotazione della stringa di perforazione sul movimento verticale. Velocità di intervento di controllo rigorosamente (per regolamento di controllo: meno o uguale a 0. 5 m/s in zone di idrocarburi e entro 300 m sopra di loro).
Dopo le riparazioni delle attrezzature:
Riprendi immediatamente la circolazione.
Se il pozzo mostra idrocarburi attivi o complessità del puro, correre sul fondo, far circolare accuratamente per condizionare il fluido di perforazione e quindi riprendere l'interruzione.
4. Tempo di circolazione insufficiente prima di inciampare
Il tempo di ritardo richiesto per la circolazione del fluido dal fondo alla superficie è ** minuti. Il tempo di circolazione inadeguato prima dell'interruzione impedisce il rilevamento tempestivo di indicatori di fluido o di overflow con taglio del gas. Durante l'interruzione, la pressione di tampone inevitabile, il rifornimento del fluido ritardato o la migrazione del gas riducono ulteriormente la pressione del foro inferiore, portando a un calcio.
Prevenzione:
Assicurarsi che le seguenti condizioni vengano soddisfatte prima di inciampare:
Regolare le proprietà del fluido di perforazione e far circolare almeno volumi di 2 fori per omogeneizzare la densità del fluido, garantendo la differenza di densità di ingresso/uscita inferiore o uguale a 0. 02 g/cm³.
Il contenuto totale di gas deve essere<10% with a declining trend.
Fermare le pompe e osservare il ritorno del fluido per 15 minuti per confermare alcun overflow.
5. Gestione impropria della circolazione persa durante la perforazione
Quando si verifica la circolazione persa, inciampare in fretta dopo aver semplicemente riempito il foro senza verifica dei volumi di perdita, i tassi di rifornimento o l'osservazione del livello di fluido anulare, ignora i rischi di scoppio dalle zone di idrocarburi esposti (ad es. Gas poco profondo). L'emfasi eccessiva sul controllo del pozzo statico e la prevenzione del tubo a causa del collasso del foro si affacciano sulle priorità di controllo dei pozzi critiche.
Prevenzione:
Se si verifica la circolazione persa in una zona di idrocarburi perforati:
Tirare fuori dal fondo e posizionare il kelly sopra la tavola rotante.
Fermare la circolazione e implementare il rifornimento di fluidi anulari quantificati, quantificato per mantenere l'equilibrio della pressione idrostatica con la formazione, prevenendo l'afflusso.
Evita di scollegare il kelly per inciampare fino a quando le condizioni dei pozzi non sono completamente stabilizzate e comprese.
6. Aggiunta eccessiva/petrolifera e irregolare durante il trattamento del fluido
- L'olio/acqua eccessiva riduce la densità del fluido, causando uno squilibrio della pressione del foro inferiore.
- Prevenzione: controllo della densità del fluido durante il trattamento; Monitorare la densità di ingresso/uscita durante l'aggiunta di olio/acqua.
7. Mancata fluido di perforazione gravemente tagliata a gas grave
Quando la perforazione attraverso zone di idrocarburi ad alta pressione, il fluido di perforazione diventa inevitabilmente tagliato a gas (tramite talee, spostamento, diffusione o afflusso di gas), riducendo la sua densità. Se il fluido tagliato a gas non trattato viene ricircolato, riduce ulteriormente la pressione idrostatica, aumentando i rischi di controllo dei pozzi.
Prevenzione:
Monitorare continuamente la densità del fluido durante la perforazione.
Attiva immediatamente degassatori e applica i defoamer al momento del rilevamento dell'invasione del gas.
Regolare prontamente la densità del fluido per prevenire il ricircolo del fluido tagliato a gas.
Per le zone di gas altamente attive, eseguire la circolazione in scena durante l'interruttore per impedire all'espansione del gas e alla migrazione di causare afflusso di pozzi.
8. Mancata chiusura o sanguinante pozzi di iniezione
Nei campi maturi con reti di iniezione complesse, l'iniezione prolungata di acqua/gas ha alterato pressioni di formazione originale, creando significative variazioni di pressione tra strato. Ciò rende una determinazione accurata del peso del fango durante la perforazione, portando spesso a incidenti di controllo bene come calci.
Prevenzione:
Per regolamenti di perforazione di petrolio e gas:
Spegnere i pozzi di iniezione di acqua/gas adiacenti e sanguinare la pressione a livelli specifici prima di penetrare nelle zone di idrocarburi.
Sondaggi sui pozzi di iniezione prima della penetrazione del serbatoio.
Vietare la perforazione nelle zone di idrocarburi fino a quando i pozzi di iniezione non vengono confermati e si sono prelevati a pressione alle soglie richieste.
9. Risposta di calcio improprio o fallimento bene uccisione
Gli errori nella gestione dei calci includono:
Ritardare l'arresto per continuare a osservare il calcio.
Tentando di aumentare il peso del fango durante la perforazione.
Collegamento del kelly durante l'afflusso indotto da inciampo.
Spegno duro (chiusura bruscamente BOPS senza procedure adeguate).
Ram di chiusura del tubo prima del preventivo anulare.
Superando la massima pressione di involucro di chiusura consentita (MAASP) senza sanguinamento.
Sanguinamento prematuro sotto Maasp.
Non riuscire a uccidere il pozzo post-shut-in.
Usando il fluido per uccidere con densità errata (troppo alto o basso).
Procedure di uccisione scarsamente progettate.
Prevenzione:
Aderire al principio: "Chiudi immediatamente dopo il rilevamento del calcio; chiudi per sospetti calci".
Esegui l'arresto per protocolli standard sui segni di calcio. Dopo la chiusura, ottenere tempestivamente la pressione del tubo di perforazione (SIDPP), la pressione di involucro chiuso (SICP) e il volume di afflusso.
Durante l'interruzione, installare urgentemente una valvola di ritegno o una valvola di sicurezza se si verifica un calcio.
Non superare mai Maasp in nessuna circostanza. Evitare il sanguinamento all'interno dell'intervallo di pressione ammissibile.
Non lasciare mai calci di gas non trattati durante l'arresto prolungato a causa dei rischi di migrazione del gas.
Condurre calcoli e progetti di uccisione dettagliati, garantendo un'adeguata densità di fluidi per uccidere. Assegnare il personale dedicato per monitorare la pressione di involucro durante le uccisioni.
Riguardata rigorosamente un aumento del peso del fango durante la perforazione senza chiusura.
10. Configurazione BOP, installazione o test di pressione non conformi
Installazione impropria o test di pressione di preventivi di scoppi (BOP) possono comportare un controllo del pozzo fallito (ad es. RAM di perdita, connessioni non sicure, classificazioni di pressione insufficienti, posizioni errate della valvola, fallimento di sistemi di controllo remoto), portando alla fine a scoppi incontrollati.
Prevenzione:
Progettazione e selezione: selezione BOP di base sulla pressione massima anticipata della superficie derivata dal design geologico e di Wellbore.
Installare sistemi BOP a pressione ad alta pressione per pozzi con densità di fango maggiore o uguale a 1,50 g/cm³, pozzi ultra-profondi, pozzi esplorativi o aree sensibili all'ambiente.
Equipaggiare i pozzi esplorativi regionali e i pozzi ad alto rischio (HTHP) di ram di taglio.
Installazione e test: bops di installazione e test di pressione rigorosamente per garantire l'affidabilità.
Controlli di pre-perforazione: prima di penetrare nelle zone di idrocarburi, ispezionare a fondo tutte le apparecchiature di perforazione e i sistemi BOP per eliminare potenziali guasti.
11. Drilling in zone di gas poco profonde
Cause:
I progetti geologici non mettono in evidenza i rischi di gas poco profondi o gli equipaggi trascurano i pericoli durante le operazioni in aree di gas poco profonde note.
Caratteristiche degli scoppi di gas poco profondi:
Insorgenza improvvisa: i bacini idrici poco profondi sono piccoli, localizzati e imprevedibili. A causa della profondità poco profonda, l'afflusso di gas raggiunge rapidamente la superficie, rendendo gli scoppi quasi inevitabili una volta che si verifica l'afflusso.
Formazione Fratturazione del rischio: le formazioni poco profonde sono morbide e deboli, fratturato a pressioni a partire da 2 MPa. Anche con una buona cementazione dell'involucro di superficie, l'hono-in duro durante uno scoppio può causare perdite esterne, rischiando la subsidenza della piattaforma.
Prevenzione:
Preparazione pre-spud: condurre briefing tecnici e di sicurezza da parte degli ingegneri per enfatizzare i rischi di gas superficiale.
Per le zone di gas poco profonde previste: installare sistemi diverter per reindirizzare il gas in sicurezza.
Ridurre al minimo gli stabilizzatori nei gruppi di fori inferiori (BHA) per ridurre i rischi di sfera per la sfera e la pressione del tampone.
Equipaggiare le corde di perforazione con preventive di scoppi interni (IBOP) per sigillare la corda durante l'interruzione.
Installare e testare rigorosamente BOPS; Monitorare la pressione di involucro post-shut-in per evitare la frattura della formazione.
Utilizzare un'adeguata densità di fluido di perforazione per compensare gli effetti del tampone e mantenere l'equilibrio idrostatico.
12. Monitoraggio senza pilota che porta a calci non rilevati
Quando gli idrocarburi invadono il pozzo, si verifica un calcio. La mancata rilevarlo consente tempestivamente il volume di afflusso di aumentare, riducendo continuamente la pressione idrostatica fino a quando non viene attivato uno scoppio.
Prevenzione:
Esegui i protocolli di responsabilità: implementare il monitoraggio con equipaggio 24 ore su 24, 7 giorni su 7 di Wellbore e Fluid Dynamics.
Osservazione continua: dal momento in cui le zone di idrocarburi vengono penetrate, assegnano personale dedicato per monitorare i rendimenti della testa di pozzo e i livelli di fluido per la perforazione durante tutte le operazioni (perforazione, inciampo, registrazione, manutenzione, standby).
Azione immediata: attivare i protocolli di emergenza (ad esempio, le procedure di chiusura) immediatamente al rilevamento di rendimenti anomali del fluido o al livello della fossa.
13. Design di involucro inadeguato (profondità di impostazione poco profonda)
Cause:
La profondità dell'impostazione di involucro eccessivamente poco profonda impedisce alla formazione di scarpe involuta di resistere ad alte pressioni di chiusura durante uno scoppio, costringendo gli equipaggi a evitare di chiudere il pozzo o rischiare di frattura della formazione, aumentando a uno scoppio incontrollato.
Prevenzione:
Programmi di design di botte basati su:
Formazione Pressione dei pori, pressione della frattura e profili di pressione del collasso.
Evita le zone sovrapposte con differenziali di pressione estrema (ad es. Circolazione perduta coesistente e zone di calcio) in una singola sezione fori aperta.
Per pozzi senza involucro intermedio:
Assicurarsi che la profondità dell'involucro di superficie fornisca un gradiente di pressione di frattura sufficiente sulla scarpa di involucro per superare il gradiente di pressione dei pori della zona bersaglio.
Tenere conto della durata operativa e dell'usura dell'involucro per mantenere la resistenza alla pressione interna per i requisiti di controllo dei pozzi da parte della fase di completamento.
14. Riserve di fluido di perforazione ponderate insufficienti
Cause:
Le riserve inadeguate di fluido di perforazione ponderato ritardano la preparazione del fluido di uccisione, mancando tempistiche critiche per il controllo del pozzo.
Prevenzione:
Prima di perforare nelle zone di idrocarburi:
Fluido di perforazione ponderato a scorrimento equivalente al volume del foro e agli agenti di ponderazione sufficienti.
Per pozzi Sour (H₂S-Containing), Stockpile 0. 5–2 volte il volume del foro del fluido di perforazione con una densità ** maggiore o uguale a 0. 1 g/cm³ superiore al fluido attivo.
15. Incapacità di eseguire brevi viaggi
Cause:
Durante la perforazione quasi bilanciata, la perdita di pressione di attrito anulare durante la circolazione aiuta a bilanciare la pressione di formazione. Quando la circolazione si ferma o durante l'interruzione, la perdita di questa pressione di attrito può ridurre la pressione del foro inferiore al di sotto della pressione di formazione, innescando un calcio.
Prevenzione:
Verifica l'equilibrio della pressione prima di inciampare:
Eseguire un breve viaggio di prova (estrarre 10-15 stand di tubo di perforazione).
Corri in basso e circola per almeno un ciclo completo.
Monitora i rendimenti: se non viene rilevata alcuna invasione di gas/petrolio e i tassi di migrazione del gas sono accettabili, procedere con l'interruzione.
Se si osserva l'invasione del gas/petrolio o un'eccessiva migrazione, continuare a circolare per condizionare il fluido e regolare in modo appropriato la densità del fluido di perforazione per prevenire i calci durante l'interruzione.
Scenari di viaggio breve obbligatori:
Prima di inciampare dopo aver penetrato una zona di idrocarburi.
Dopo aver ucciso un calcio e prima di riprendere l'intervento.
Dopo la circolazione persa in una zona di idrocarburi (anche se non completamente sigillata) e prima di inciampare.
Prima di inciampare se durante la perforazione si è verificata una grave invasione di gas/petrolio (senza calcio).
Quando le operazioni prolungate di bit-on-bottom richiedono l'interruzione per risiedere/pulire il foro.
Prima di inciampare per attività di non circolazione estesa (ad es. Registrazione, corse di involucro).
16. Bene calcio durante i periodi di non circolazione estesi (ad es. Registrazione o corse di involucro)
Dopo aver penetrato nelle zone di idrocarburi, il gas dalla formazione migra continuamente nel pozzo. I periodi statici prolungati (ad es. Servizio, corse di involucro) consentono di aumentare il gas, riducendo la pressione idrostatica e portando a uno scoppio.
Prevenzione:
Proibire la manutenzione dell'attrezzatura con un pozzo vuoto.
Per sezioni a buco aperto lunghi (soggetti a perdite di permeabilità): implementare il rifornimento del fluido programmato durante i tempi di inattività prolungati.
Condurre la manutenzione dell'attrezzatura solo dopo aver posizionato la corda di trapano sulla scarpa di involucro tecnico per il controllo di emergenza.
Per lunghi periodi di non circolo pianificati (ad es. Registrazione): tirare la corda di perforazione nella scarpa di involucro o un intervallo stabile.
Osserva un ciclo di viaggio o un tempo statico equivalente dopo aver interrotto le pompe.
Corri in basso, fai circolare un ciclo completo e controlla i ritorni per l'invasione del gas/petrolio. Se viene rilevata l'invasione: regolare e trattare il fluido di perforazione.
Se nessuna invasione: procedi con l'intervento.
Assegnare il personale dedicato per monitorare i rendimenti dei fluidi e i livelli di fossa, documentando le anomalie e rispondendo immediatamente.
Per le operazioni di registrazione/involucro esteso: aggiungi le corse di allevamento per mantenere la stabilità del foro.
Nei pozzi di gas, eseguire la circolazione intermedia durante le corse di involucro prolungate sullo sfiato del gas accumulato.
17. Frattura di formazione durante l'interruzione (causata da un'eccessiva pressione di sovratensione)
Cause:
Eccessiva velocità di inciampare genera una pressione di sovratensione che supera la forza di formazione.
Le scarse proprietà dei fluidi di perforazione (ad es. Viscosità elevata, forza di gel inadeguata) amplificano gli effetti di aumento.
Fratture aggressive per l'avvio della pompa (picchi di pressione della pompa ad alta pompa) zone deboli o esaurite.
Prevenzione:
Controllo della velocità di inciampo:
Limitare la velocità di inciampo a **<0.5 m/s** in open-hole hydrocarbon zones to minimize surge pressure.
Attivazione della pompa in scena:
Circolazione di rottura nei segmenti durante l'interruttore, evitando l'avvio diretto attraverso zone di circolazione persa note.
Ramp-up della pompa graduale: utilizzare una velocità di pompa lenta e controllata per prevenire i picchi di pressione.
Gestione migrazione del gas:
Nelle zone di idrocarburi penetrati, eseguire la circolazione in scena durante le tasche di inciampamento per ventilare e stabilizzare la pressione idrostatica.
Ottimizzazione della proprietà fluida:
Mantenere la bassa viscosità e la resistenza al gel (garantendo al contempo un'adeguata pulizia dei fori) per ridurre i rischi di pressione delle sovratensioni.
Note operative chiave:
Monitorare l'ECD in tempo reale (densità circolante equivalente) per garantire che la pressione di aumento rimanga al di sotto del gradiente di frattura di formazione.
Dai la priorità alle formazioni morbide o alle zone impoverite per la circolazione in scena e velocità di inciampo più lente.
18. Blowout durante le operazioni di cementazione
Le cause di scoppi durante la cementazione sono: la densità del fluido distanziale è inferiore a quella del fluido di perforazione e il suo utilizzo è eccessivo; La pressione idrostatica della colonna di liquame del fluido distanziale di fango + al cemento è inferiore alla pressione di formazione; La circolazione persa si verifica durante la cementazione, non riuscendo a isolare le zone di idrocarburi superiori; e insufficiente pressione idrostatica anulare dovuta alla perdita di peso del liquame al cemento durante il periodo di attesa (WOC). Queste cause ridurranno la pressione della colonna del fluido di perforazione, destabilizzando il serbatoio e inducendo gradualmente l'afflusso di idrocarburi, portando a uno scoppio.
Prevenzione: durante la cementazione, dovrebbero essere in atto misure tecniche di controllo del processo di completamento per garantire la sicurezza dell'intero pozzo. I compiti di monitoraggio post-cementazione devono essere rigorosamente attuati. I piani di risposta alle emergenze devono essere stabiliti e prontamente attivati se vengono rilevati flusso di casi-annulus o perdite di superficie.
19. Manipolare il tubo di perforazione in condizioni di chiusura
Cause:
Dopo aver chiuso nel pozzo, le preoccupazioni per il tubo bloccato possono portare a tentativi di manipolare la corda di perforazione in condizioni pressurizzate, rischiando danni agli elementi del packer RAM e successivi scoppi non controllati.
Prevenzione:
Condizioni per il movimento dei tubi sicuri: è necessario disponibile un sistema BOP affidabile con RAM di backup.
Ridurre la pressione idraulica di controllo in modo appropriato mantenendo l'arresto ben elevato.
Linee guida operative: evitare la manipolazione dei tubi se il sistema BOP manca di ridondanza o affidabilità.
Priorità: preservare l'integrità della testa di pozzo. Uno scoppio incontrollato pone rischi molto maggiori rispetto al tubo bloccato.
Conformità normativa (per petrolio e gas di perforazione di perforazione Specifiche tecniche): con bops anulari o RAM Pressione di involucro chiusa e chiusa inferiore o uguale a 14 MPa: il movimento verticale del tubo di perforazione è consentito a velocità ** meno o uguale a 0. 2 m/s **.
È severamente vietato il passaggio del giunto di rotazione o strumento attraverso elementi packer.
Note critiche:
Valutazione del rischio: pesare i rischi di scoppi contro la mitigazione dei tubi bloccati.
Monitoraggio in tempo reale: tenere traccia della pressione idraulica e dello stato della testa del pozzo durante qualsiasi manipolazione.
Allenamento: gli equipaggi di Rig devono essere perforati in protocolli chiusi e limitazioni BOP.
20. Frattura di formazione a causa dell'eccessiva pressione di chiusura
Cause:
Pressione di chiusura non controllata: la mancanza di conoscenza della massima pressione di involucro di chiusura consentita porta a un'eccessiva pressione del foro inferiore durante l'arresto, alla frattura della formazione e causando una circolazione persa seguita da uno scoppio.
Migrazione del gas non monitorata: la mancata osservanza delle variazioni di pressione dell'involucro durante/dopo l'hust-in consente al gas di migrare verso l'alto, aumentando la pressione dell'involucro fino a quando non frattura la formazione o danneggia le apparecchiature di controllo del bene, con conseguente perdita di controllo.
Prevenzione:
Test di integrità della formazione: dopo aver eseguito la superficie o l'involucro intermedio, condurre un test di pressione della frattura di formazione nel primo intervallo di arenaria perforata per determinare il gradiente di pressione della frattura. Questo dati guida i limiti di pressione di involucro chiuso al massimo degli scenari di scoppi.
Monitoraggio della pressione in tempo reale: assegnare il personale dedicato per monitorare continuamente la pressione dell'involucro chiuso. Assicurarsi che la pressione non supera mai il valore massimo consentito calcolato dalla densità del fluido di perforazione e dal gradiente di frattura della formazione.
Protocollo di risposta alle emergenze: se la pressione dell'involucro si avvicina ai livelli critici, implementa il rilascio di pressione controllata o la testa di toro per prevenire la frattura di formazione.
Riferimenti tecnici chiave:
Maximum allowable shut-in casing pressure (MAASP): MAASP=(Fracture Pressure Gradient−Current Mud Gradient)×Casing Shoe TVDMAASP=(Fracture\ Pressure\ Gradient - Current\ Mud\ Gradient) \times Casing\ Shoe\ TVDMAASP=(Fracture Pressure Gradient−Current Mud Gradient)×Casing Shoe TVD
Azioni critiche: aggiorna MAASP dopo qualsiasi cambiamento di densità di fango o test di integrità delle scarpe di cassa.
Per l'afflusso di gas, tenere conto del tasso di migrazione del gas (in genere 150–300 m/h) durante la stima dell'escalation della pressione.