Fit тест в бурении что это
ГРАДИЕНТЫ ДАВЛЕНИЯ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА И ТЕСТ НА ПРИЕМИСТОСТЬ.
При бурении скважины очень важно знать точные параметры давления гидроразрыва пласта. Большинство решений в процессе управления скважиной принимаются на основе этих данных. Градиент давления гидроразрыва пласта можно определить по газокаротажной диаграмме, но это значение определяется после бурения из-под башмака обсадной колонны. Используемый метод называется «Тест на приемистость».
Для проведения теста на приемистость скважина закрывается, и буровой раствор медленно закачивается в скважину. Раствор известной плотности (Wm) закачивается до тех пор, пока не будет достигнуто давления начала приемистости открытого участка ствола скважины и постоянной максимальной величины давления стабилизации (Ps). В процессе проведения теста на приемистость необходимо построить график увеличения давления на устье по отношению к закачиваемому объему бурового раствора. Построение такого графика необходимо для того, чтобы определить момент, когда нужно остановить режим нагнетания раствора.
Ниже приводится примерный график проведения теста на приемистость:
Как только первый прогиб в системе преодолен, увеличение давления для данного объема закачиваемого раствора будет постоянным, т.е. на графике получится прямая линия.
В точке «B» происходит выход пласта и интенсивность увеличения давления при данном объеме закачиваемого раствора начинает понижаться. Точка «B» считается точкой “приемистости” пласта и используется для определения давления гидроразрыва пласта. Обычно давление гидроразрыва пласта несколько повышают, чтобы записать еще несколько точек, с целью определения того, что максимальный предел был достигнут.
В точке «C» насосы выключают и записывают давление в закрытой скважине. В интервале между точками «C» и «D» скважина остается в закрытом состоянии, чтобы давление на устье стабилизировалось.
Давление, записанное в предельной точке «приемистости», используется для расчета эквивалентного веса бурового раствора по следующей формуле:
Эквивалентный вес бурового раствора в слабом месте скважины:
Cлабым местом в скважине считается башмак последней обсадной колонны спущенной в скважину. Эквивалентный вес определяется по уравнению:
АНГЛИЙСКАЯ СИСТЕМА:
EMWcs = (Plot : 0.052 : TVDcs) + MW
СИСТЕМА СИ
EMWcs = (Plot : 0.0981 : TVDcs) + MW
Например:
Удельный вес бурового раствора = 12 lb/gal (1.44 kg/l)
Тест на приемистость пласта = 1700 psi (117 Bars)
Глубина башмака обсадной колонны = 9000 ft (2744 м)
АНГЛИЙСКАЯ СИСТЕМА:
EMWcs = (1700 : 0.052 : 9000) + 12= 3.6+12.0 = 15.6 lb/gal
СИСТЕМА СИ:
EMWcs = (117 : 0.0981 : 2744) +1.44 + = 0.43 + 1.44 = 1.87 kg/l
Дата добавления: 2017-09-19 ; просмотров: 5164 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ
Formation integrity test
A Formation Integrity Test (FIT) is a test of the strength and integrity of a new formation and it is the first step after drilling a casing shoe track. An accurate evaluation of a casing cement job and of the formation is extremely important during the drilling of a well and for subsequent work. [1] The Information resulting from Formation Integrity Tests (FIT) is used throughout the life of the well and also for nearby wells. Casing depths, well control options, formation fracture pressures, and limiting fluid weights may be based on this information.
Contents
Purpose
The main reasons for performing a formation integrity test are to: [2]
FITs also serve several other purposes, including:
Frequent FITs
For a holistic view of the wellbore conducting FITs more often than is considered the industry norm can be helpful. Offset well information, geomechanics data, drilling fluid hydraulics, borehole imaging, and formation evaluation data lead to a competent wellbore, maintain stability, manage pore pressure, and optimize drilling, casing-running, and cementing operations.
FIT methods are included in plans for a drilling program to reduce formation-related uncertainties. However, with complex wells the integrity of the wellbore in respect to its ability to withstand the planned fluids, casing, and cementing programs changes with each new formation. Regular underreaming, wellbore strengthening operations, and use of loss-circulation materials (LCMs) contribute to unknown factors. Some cementing programs assume that the weakest component is the last casing shoe; however, this may not be the case. Fracture pressure predictions typically assume shale and tend to be misleading when drilling in sands, and there are inevitable margins of errors involved with such predictions.
FITs vs LOTs
Two methods of testing wellbores are used within the industry: FIT and leak-off test (LOT). The industry often confuses LOTs and FITs. But understanding the difference is important in appreciating the benefits of frequent dynamic FITs when drilling in trouble zones. A FIT is comparable to testing a pressure vessel to its rated operating pressure, which includes a safety factor and in which no damage to future pressure containment capability is expected. Conventional FITs require use of the rig’s mud pumps, closing the BOP and incurring non-productive time (NPT). The operator determines the FIT “test-to” value. If no leak-off occurs, the test helps assure that the mud in the hole at the time is suitable for the anticipated fracture gradient. The test also helps when optimizing casing-running speeds and planning a cementing program that will not induce a fracture. FITs are considered good drilling practice because of the information obtained from them. However, resistance to conducting FITs is typical because of the NPT required. In contrast, a LOT is comparable to testing a pressure vessel to leak, rupture, or become permanently deformed. The pressure is raised until the last casing shoe or formation is fractured as indicated by leak-off. In either case, future pressure containment capability may decrease, requiring less pressure to open the fractures back up again. LOTs deserve careful weighing of risk versus benefit in respect to making the fracture pressure gradient more of a relative unknown than it may already be. However, LOTs provide valuable information to determine the maximum wellhead pressure that could be sustained in case a kick occurs and has to be circulated out. Confusion between the two tests lies in the casual use of the terms and could be further compounded if leak-off occurs in advance of reaching the test-to pressure during a FIT. If the integrity test reveals the leak-off value, the FIT inadvertently becomes a LOT and likely recorded as such on the daily rig report.
References
Noteworthy papers in OnePetro
Akers, J. and Sellers, J. 2005. Use of Pressure-While-Drilling Tools to Improve Formation Integrity Test Interpretation. Presented at the SPE/IADC Drilling Conference, Amsterdam, 23-25 February. SPE-91852-MS. http://dx.doi.org/10.2118/91852-MS.
Goud, M.C., Joseph, G. 2006. Drilling Fluid Additives and Engineering to Improve Formation Integrity. Presented at the SPE/IADC Indian Drilling Technology Conference and Exhibition, Mumbai, India, 16-18 October. SPE-104002-MS. http://dx.doi.org/10.2118/104002-MS.
Hannegan, D.M. 2013. Closed-Loop Drilling, Cementing, and Frequent Dynamic Formation Integrity Testing. Presented at the Offshore Technology ConferenceSource Offshore Technology Conference, Houston, 6-9 May. IDOTC-24097-MS. http://dx.doi.org/10.4043/24097-MS.
Peuchen, J., Klein, M. 2011. Prediction of Formation Pore Pressures for Tophole Well Integrity. Presented at the Offshore Technology Conference, Houston, 2-5 May.OTC-21301-MS. http://dx.doi.org/10.4043/21301-MS.
Postler, D.P. 1997. Pressure Integrity Test Interpretation. Presented at the SPE/IADC Drilling Conference, Amsterdam, 4-6 March. SPE-37589-MS. http://dx.doi.org/10.2118/37589-MS.
Rezmer-Cooper, I.M., Rambow, F.H.K., Arasteh, M., et al. 2000. Real-Time Formation Integrity Tests Using Downhole Data. Presented at the IADC/SPE Drilling Conference, New Orleans 23-25 February,SPE-59123-MS. http://dx.doi.org/10.2118/59123-MS.
Williams, S.M., Ardila, M., Vladislav, V.A., et al. 2009. Formation Testing, Completion Integrity Evaluation and Geomechanical Applications Using a Wireline Cased-Hole Formation Tester. Presented at the Offshore Europe, Aberdeen, UK, 8-11 September. SPE-125106-MS. http://dx.doi.org/10.2118/125106-MS.
External links
Wikipedia. 2014. Well control (10 September 2014 revision). http://en.wikipedia.org/wiki/Well_control#cite_note-5 (accessed 1 December 2014).
See also
Use this section for links to related pages within PetroWiki, including a link to the original PEH text where appropriate
Petroleum Engineers
Вы здесь
Leak-off Test
Товарищи бурилы, как грамотно переводится на русский leak-off test?
испытание на утечку?
лучше так и оставить, но вот варианты.
-испытание на герметичность зоны установки башмака обсадной колонны
-испытание прибашмачной зоны на разгерметизацию
-испытание фильтрационных свойств пласта
-испытание на утечку
лучше так и оставить, но вот варианты.
-испытание на герметичность зоны установки башмака обсадной колонны
-испытание прибашмачной зоны на разгерметизацию
-испытание фильтрационных свойств пласта
-испытание на утечку
Leak-off- испытание на приемистость
но это редкость, обычно делают FIT-Опресовка цементного кольца
Leak-off- испытание на приемистость
но это редкость, обычно делают FIT-Опресовка цементного кольца
Обычно делают Limit test, что есть опрессовка.
Обычно делают Limit test, что есть опрессовка.
При FIT никакой приемистости не получают! Получить примеистость бурового раствора в принципе очень трудно.
Просто убеждаются в качестве первичного цементажа колонны, и в наличии необходимой прочности породы под башмаком.
Leak-off проводится до получения отклонения от прямой графика Закачка-Давление. Это значение примерно равно давлению распространения трещины (Frac Propagation), т.е. давлением разрыва пласта называть его также не корректно.
Процедура проведения обоих тестов одна и таже:
-разбуривам башмак
-углубляемся под колонну на 3 метра
-подбиваем цементный агрегат
-рисуем график Закачка-Давление
-при FIT останавливаемся на условленном давлении
-при L-off на месте получения отклонения
Переводим полученные давления в допустимое давление на обсадлной колонне для следущего раствора, называем это MAASP, и надеемся не превысить его при глушении скважины.
Если вы знаете давление гидроразрыва, то зачем вам этот тест? 🙂 Мне кажется, что объём бурового раствора это далеко не первый вопрос при планировании LoT. Вы хотите делать только leak off или extended LoT (с разрывом и закачкой)?
Целью нефтяных операций является выполнение всех задач безопасным и эффективным способом без вредного воздействия на окружающую среду. Эта цель может быть достигнута только при постоянном поддержании контроля над скважиной. Понимание взаимосвязи давления и давления важно для предотвращения выбросов опытным персоналом, который может определить, когда скважина выбрасывается, и принять правильные и быстрые меры.
Содержание
Давление жидкости
Гидростатическое давление
Пластовое давление
Обычный
Нормальное поровое давление или пластовое давление равно гидростатическому давлению пластового флюида, распространяющегося от поверхности к рассматриваемому пласту. Другими словами, если структура была открыта и позволила заполнить колонну, длина которой равна глубине формации, то давление в нижней части колонны аналогично пластовому давлению, а давление на поверхности равно нуль. Нормальное поровое давление непостоянно. Его величина зависит от концентрации растворенных солей, типа жидкости, присутствующих газов и температурного градиента.
Когда пласт с нормальным давлением поднимается к поверхности, при этом предотвращается потеря порового флюида в процессе, оно изменяется от нормального давления (на большей глубине) до аномального давления (на меньшей глубине). Когда это происходит, а затем производится бурение пласта, для контроля может потребоваться масса бурового раствора до 20 фунтов на галлон (2397 кг / м³). Этим процессом объясняются многие мелководные зоны с аномальным давлением в мире. В областях, где присутствуют разломы, прогнозируются солевые слои или купола, или известны чрезмерные геотермические градиенты, при бурении может возникнуть аномальное давление.
Аномальный
Аномальное поровое давление определяется как любое поровое давление, которое превышает гидростатическое давление пластового флюида, занимающего поровое пространство. Иногда его называют избыточным давлением или геодавлением. Формация с аномально высоким давлением часто может быть спрогнозирована с использованием истории скважины, геологии поверхности, каротажа скважины или геофизических исследований.
Субнормальный
Субнормальное поровое давление определяется как любое пластовое давление, которое меньше, чем соответствующее гидростатическое давление флюида на данной глубине. Пласты с пониженным давлением имеют градиенты давления ниже, чем у пресной воды, или менее 0,433 фунт / кв.дюйм / фут (0,0979 бар / м). Естественно возникающее субнормальное давление может развиться, когда вскрытие удалено, в результате чего пласт остается открытым на поверхности. Истощение исходных поровых флюидов за счет испарения, капиллярного действия и разбавления приводит к гидростатическим градиентам ниже 0,433 фунт / кв.дюйм / фут (0,0979 бар / м). Снижение давления также может быть вызвано истощением пластовых флюидов. Если пластовое давление гидростатическое давление, значит давление повышено.
Давление разрушения
Забойное давление
Забойное давление используется для представления суммы всех давлений, оказываемых на забое скважины. Давление прикладывается к стенкам отверстия. Столб гидростатической жидкости составляет большую часть давления, но давление для перемещения жидкости вверх по кольцевому пространству также действует на стенки. Для больших диаметров это кольцевое давление невелико, редко превышая 200 фунтов на квадратный дюйм (13,79 бар). Для меньших диаметров оно может составлять 27,58 бар (400 фунтов на кв. Дюйм) или выше. Противодавление или давление, удерживаемое на штуцере, дополнительно увеличивает забойное давление, которое можно оценить, сложив все известные давления, действующие на кольцевой стороне (обсадной колонне) или на ней. Забойное давление можно оценить в ходе следующих работ
Статический колодец
Нормальное кровообращение
Во время циркуляции забойное давление равно гидростатическому давлению на кольцевой стороне плюс потеря давления в кольцевом пространстве (APL).
Вращающаяся головка
Во время циркуляции с вращающейся головкой забойное давление равно гидростатическому давлению на кольцевой стороне плюс потеря давления в кольцевом пространстве плюс противодавление вращающейся головки.
Распространение пинка
Забойное давление равно гидростатическому давлению в кольцевом пространстве, плюс потеря давления в кольцевом пространстве, плюс давление в штуцере (обсадной колонне). Для подводных работ добавьте потерю давления в штуцере.
Тест целостности формации
Точная оценка работ по цементированию обсадной колонны, а также пласта важна во время бурения и последующих этапов. Информация, полученная в результате испытаний на целостность пласта (FIT), используется на протяжении всего срока эксплуатации скважины и для близлежащих скважин. На этой информации могут быть основаны значения глубины обсадной колонны, варианты управления скважиной, давления в пласте и предельные веса жидкости. Для определения прочности и целостности пласта может быть проведен тест на утечку (LOT) или тест на целостность пласта (FIT).
Основными причинами проведения FIT являются:
Концепции U-образной трубки
Часто бывает полезно представить колодец в виде U-образной трубы. Столбец Y трубы представляет затрубное пространство, а столбец X представляет трубу (колонну) в скважине. Дно U-образной трубы представляет собой дно колодца. В большинстве случаев жидкости создают гидростатическое давление как в трубе, так и в затрубном пространстве. Атмосферное давление можно не указывать, поскольку оно одинаково для обеих колонок. Если жидкость и в трубе, и в кольцевом пространстве имеют одинаковую плотность, гидростатические давления будут одинаковыми, и жидкость будет статической с обеих сторон трубы. Если жидкость в кольцевом пространстве тяжелее, она будет оказывать большее давление вниз и будет течь в колонну, выталкивая часть более легкой жидкости из колонны, вызывая поток на поверхности. Затем уровень жидкости падает в кольцевом пространстве, выравнивая давления. Учитывая разницу в гидростатическом давлении, жидкость будет пытаться достичь точки равновесия. Это называется U-образной трубкой, и это объясняет, почему при выполнении соединений часто возникает поток из трубы. Это часто очевидно при быстром бурении, поскольку эффективная плотность в кольцевом пространстве увеличивается за счет выбуренной породы.
Эквивалентные циркулирующие плотности
Эквивалентная циркулирующая плотность (ECD) определяется как увеличение плотности из-за трения, обычно выражаемое в фунтах на галлон. Эквивалентная плотность циркулирующей жидкости (при прямой циркуляции) определяется как кажущаяся плотность жидкости, которая возникает в результате добавления кольцевого трения к фактической плотности жидкости в скважине.
E C D знак равно M W + п а 0,052 * Т V D <\ displaystyle ECD = MW + <\ frac 
или ECD = MW + (p / 1,4223 * TVD (M)
Когда буровой раствор находится в статическом состоянии (нет циркуляции), давление в любой точке возникает только из-за веса бурового раствора и определяется как:
Давление в статическом состоянии =
0,052 * Вес бурового раствора (в фунтах на галлон) * TVD (в футах)
Во время циркуляции прилагаемое давление возникает из-за веса бурового раствора, а также из-за давления, прилагаемого буровыми насосами для циркуляции бурового раствора.
Давление в условиях циркуляции
= Давление в статическом состоянии
+ Давление из-за перекачки в этой точке или потери давления в системе
Если мы переведем давление в условиях циркуляции в кольцевом пространстве в эквивалент плотности, это будет называться ECD.
Разделив приведенное выше уравнение на 0,052 * TVD на обе части:
ECD = (Давление в статическом состоянии + потеря давления в кольцевом пространстве) / (0,052 * TVD)
ECD = MW + потеря давления в кольце / (0,052 * TVD)
используя (Давление в статических условиях = 0,052 * TVD * МВт)
Пульсация трубы / тампон
Движение насосно-компрессорных труб вниз (спуск) создает давление на дно скважины. Когда НКТ входит в скважину, жидкость в скважине должна двигаться вверх, чтобы выйти из объема, потребляемого НКТ. Комбинация движения трубы вниз и движения жидкости вверх (или поршневой эффект) приводит к увеличению давления по всей скважине. Это повышение давления обычно называется скачком давления.
Движение НКТ вверх (выход из строя) также влияет на давление на забое скважины. При вытягивании трубы жидкость должна двигаться вниз и замещать объем, занимаемый трубкой. Чистый эффект движений вверх и вниз приводит к снижению забойного давления. Это снижение давления называется давлением мазка. На скачкообразное давление и давление мазка влияют:
Чем быстрее движется труба, тем сильнее эффект помпажа и тампона. Чем больше плотность жидкости, вязкость и прочность геля, тем больше будет скачок и мазок. Наконец, такие скважинные инструменты, как пакеры и скребки, которые имеют малый кольцевой зазор, также увеличивают эффекты перенапряжения и тампона. Определение фактического скачка давления и давления тампона может быть выполнено с использованием программ-калькуляторов WORKPRO и DRILPRO или руководств по гидравлике.
Перепад давления
При управлении скважиной перепад давления определяется как разница между пластовым давлением и гидростатическим давлением на забое. Они классифицируются как избыточные, депрессивные или сбалансированные.
Причины
Когда гидростатическое давление становится меньше порового давления пласта, пластовый флюид может течь в скважину. Это может произойти, если происходит одно или сочетание следующих факторов:
Неправильное заполнение отверстия
При спуске из скважины объем удаленной трубы приводит к соответствующему уменьшению скважинной жидкости. Когда уровень жидкости в скважине уменьшается, гидростатическое давление, которое она оказывает, также уменьшается, и если уменьшение гидростатического давления падает ниже порового давления пласта, скважина может течь. Следовательно, скважина должна быть заполнена для поддержания гидростатического давления, достаточного для контроля пластового давления. Во время спуска труба может быть сухой или влажной в зависимости от условий. API7G иллюстрирует методологию расчета точного смещения трубы и дает правильные диаграммы и таблицы. Объем заполнения колодца при спуске сухой трубы составляет:
Для расчета объема заполнения колодца при спуске мокрого трубопровода он задается как;
Недостаточная плотность бурового раствора (жидкости)
Буровой раствор в стволе скважины должен оказывать достаточное гидростатическое давление, чтобы сравняться с поровым давлением пласта. Если гидростатическое давление жидкости меньше пластового давления, скважина может течь. Наиболее частой причиной недостаточной плотности жидкости является бурение в пластах с неожиданным аномальным давлением. Такая ситуация обычно возникает, когда встречаются непредсказуемые геологические условия. Например, бурение через разлом, который резко меняет пробуриваемый пласт. Неправильное обращение с грязью на поверхности во многих случаях приводит к недостаточному весу жидкости. Например, открытие неправильного клапана на всасывающем коллекторе насоса и разрешение перекачки бака с легкой жидкостью; удары по водяному клапану, так что добавляется больше, чем предполагалось; смыв сланцевых шейкеров; или операции по очистке. Все это может повлиять на массу бурового раствора.
Свабирование / очистка
Потеря циркуляции
Другой причиной выброса во время заканчивания / ремонта скважин является потеря циркуляции. Нарушение циркуляции приводит к падению как уровня жидкости, так и гидростатического давления в скважине. Если гидростатическое давление падает ниже пластового давления, скважина взламывается. Три основных причины потери циркуляции:
Ненормальное давление
В случае бурения поисковой или разведочной скважины (часто пластовые давления не известны точно) долото внезапно проникает в пласт с аномальным давлением, в результате чего гидростатическое давление бурового раствора становится меньше пластового давления и вызывает выброс.
Газовая резка
Когда газ циркулирует к поверхности, он расширяется и снижает гидростатическое давление, достаточное для толчка. Хотя плотность бурового раствора значительно снижается на поверхности, гидростатическое давление существенно не снижается, поскольку расширение газа происходит вблизи поверхности, а не на дне.
Плохое хорошее планирование
Методы
Во время бурения выбросы обычно устраняются с помощью метода бурильщика, инженера или гибридного метода, называемого параллельным, при прямой циркуляции. Выбор будет зависеть от: