Масло kick: Подбор масла

Кешью батончик с какаои маслом апельсина в карамельном шоколаде Kick your energy

Блюда

keyboard_arrow_right

Лакомства

keyboard_arrow_right

Снеки

keyboard_arrow_right

Кешью батончик с какаои маслом апельсина в карамельном шоколаде Kick your energy

Количество x {{unitOption.title}} штука

Энергия 451 ккал

= 1 888 кДж

Белки 11,1 г

Углеводы 46,7 г

Жиры 24,4 г

Волокна —

Энергия {{foodstuff.foodstuff.energy}} ккал{{foodstuff.foodstuff.energy}} кДж

= {{ unitConvert(foodstuff.foodstuff.energy,0.239) | number : 0}} ккал= {{ unitConvert(foodstuff.foodstuff.energy,4.184) | number : 0}} кДж

Белки {{foodstuff.foodstuff.protein}} г-

Углеводы {{foodstuff.foodstuff.carbohydrate}} г-

Жиры {{foodstuff.foodstuff.fat}} г-

Волокна {{foodstuff. foodstuff.fiber}} г-

Энергия 451 ккал

Белки 11,1 г

Углеводы 46,7 г

Жиры 24,4 г

Волокна —

Пищевые ценности

foodstuff.gi != null»>

Белки	11,1 г
Углеводы	46,7 г
Сахар	—
Жиры	24,4 г
Насыщенные жирные кислоты	—
Транс-жирные кислоты	—
Моно-ненасыщенные	—
Полиненасыщенные	—
Холестерин	—
Волокна	—
Соль	—
Вода	—
Кальций	—
GI Гликемический индексhelp
PHE	555 мг

Состояние	не приготовлено с термической обработкой
Белки	{{foodstuff.foodstuff.protein}} г—
Углеводы	{{foodstuff.foodstuff.carbohydrate}} г—
Сахар	{{foodstuff.foodstuff.sugar}} г-
Жиры	{{foodstuff.foodstuff.fat}} г—
Насыщенные жирные кислоты	{{foodstuff. foodstuff.saturatedFattyAcid}} г-
Транс-жирные кислоты	{{foodstuff.foodstuff.transFattyAcid}} г-
Моно-ненасыщенные	{{foodstuff.foodstuff.monoSaturated}} г-
Полиненасыщенные	{{foodstuff.foodstuff.polySaturated}} г-
Холестерин	{{foodstuff.foodstuff.cholesterol}} мг-
Волокна	{{foodstuff.foodstuff.fiber}} г—
Соль	{{foodstuff.foodstuff.salt}} г-
Вода	{{foodstuff.foodstuff.water}} г-
Кальций	{{foodstuff. foodstuff.calcium}} мг-
GI Гликемический индексhelp	{{foodstuff.foodstuff.gi}}
PHE	{{foodstuff.foodstuff.phe}} мг-
Aлкоголь	{{foodstuff.foodstuff.alcohol}} г

Состав пищевой ценности

fiber_manual_record Белки

fiber_manual_record Углеводы

fiber_manual_record Жиры

fiber_manual_record Белки

fiber_manual_record Углеводы

fiber_manual_record Сахар

fiber_manual_record Жиры

fiber_manual_record Насыщенные жирные кислоты

{{dataChartPercent[0] | number:0}} %

{{dataChartPercent[1] | number:0}} %

{{dataChartPercent[2] | number:0}} %

{{dataChartPercent[0] | number:0}} %

{{dataChartPercent[1] | number:0}} %

{{dataChartPercent[2] | number:0}} %

{{dataChartPercent[3] | number:0}} %

{{dataChartPercent[4] | number:0}} %

Название	Энергия (ккал)

{{feedback. text}}

Посмотреть все отзывы

{{(foodstuffCount | number : 0).split(‘,’).join(‘ ‘)}}

продуктов в нашей базе данных

{{(diaryCount | number : 0).split(‘,’).join(‘ ‘)}}

выполненный рацион за вчера

{{(userCount | number : 0).split(‘,’).join(‘ ‘)}}

зарегистрировано в Таблице калорийности

Какое моторное масло заливать в двигатель Nissan Kicks. Сколько литров

• Блог
• Характеристики
• История
• Сравнения
• Спецификации
• Размеры
• Запчасти
• Галерея

Kicks Kicks (2018-2023)
Двигатель	Сколько масла	Интервал замены	Какое масло
Kicks 1. 6 (Канада)	Объем 4,1 л. (Сервисная замена), Объем в фильтре 0,3 л.	Интервал замены 8000 км/ 6 мес.	0W-20
Kicks 1.6 (США)	Объем 4,1 л. (Сервисная замена), Объем в фильтре 0,3 л.	Интервал замены 5000 км/ 6 мес.	0W-20

Понравился этот контент? Подпишитесь на обновления!

Другие модели Nissan:

1

100 NX

2

200 SX

3

300 ZX

A

Almera

 

Almera Tino

 

Altima

 

Armada

B

Bluebird

C

Cherry

F

Frontier

G

GT-R

J

Juke

L

Laurel

M

Maxima

 

Maxima QX

 

Micra

 

Murano

N

Navara

 

NV200

P

Pathfinder

 

Patrol

 

Prairie

 

Primera

 

Pulsar

Q

Qashqai

 

Quest

R

Rogue

S

Sentra

 

Serena

 

Skyline

 

Stanza

 

Sunny

T

Teana

 

Terrano II

 

Tiida

 

Titan

V

Versa

X

X-Terra

 

X-Trail

Причины и предупреждения выброса в ствол скважины

Даже на строго контролируемой буровой всегда существует вероятность того, что что-то пойдет не так. Большинство людей думают о мерах безопасности в случае выброса. Однако, как и в случае со многими другими стихийными бедствиями, выброс можно остановить до того, как он выйдет из-под контроля. Вы можете предотвратить выбросы, наблюдая за своими нефтяными скважинами на наличие признаков первой стадии выброса: выброс .

Выброс происходит в нефтяной скважине, когда давление, оказываемое горной породой, окружающей ствол скважины, превышает давление в самом стволе скважины. В конечном итоге это приводит к устремлению жидкости в ствол скважины в попытке стабилизировать давление. Этот приток жидкости называется выбросом, и если его не контролировать должным образом, это может привести к выбросу. Давайте подробнее рассмотрим несколько распространенных причин выброса нефтяных скважин и то, как предотвратить их возникновение.

Выброс можно обнаружить до его начала, наблюдая за признаками выброса в стволе скважины. Узнайте, что такое толчок, что его вызывает и как его контролировать здесь. #BOPproducts #oilfieldsafety #drilling #oilfield Click To Tweet

Что вызывает выброс в ствол скважины?

Как указывалось ранее, выброс является результатом неуравновешенного давления в стволе скважины. Давление столба бурового раствора может быть меньше порового давления пласта, или газ, поступающий в ствол скважины, может оказывать высокое давление на столб бурового раствора. Слишком быстрое течение бурового раствора также может распространиться на окружающие пласты и сжать столб бурового раствора выше безопасного уровня.

Удары также могут быть вызваны ошибкой оператора во время определенных процедур. Например, когда трубу извлекают из ствола скважины, в ствол скважины должно быть закачано достаточно бурового раствора, чтобы заменить трубу. Это гарантирует, что ствол скважины все еще поддерживается против давления, оказываемого окружающей породой. Однако, если бурового раствора закачано недостаточно или он поступает в скважину слишком медленно, удаление трубы приводит к всасыванию в стволе скважины. Это определенно может вызвать удар.

Предупреждающие признаки удара

Любой оператор нефтяного месторождения знает о важности постоянного балансирования количества жидкости в стволе скважины. Если количество жидкости внезапно увеличивается без видимой причины, это признак того, что что-то очень не так и происходит толчок. Примеры этого сценария могут включать:

• Скорость возврата бурового раствора увеличивается, в то время как насосы продолжают работать с нормальной скоростью
• Буровой раствор продолжает возвращаться, даже когда насосы выключены
• Буровой раствор перестает поступать в ствол скважины, но уровень бурового раствора в скважине продолжает расти
• Труба удалена из ствола скважины, но количество бурового раствора, присутствующего в скважине, увеличивается в объеме и превышает объем трубы.
• Ход насоса увеличивается, а давление в насосе уменьшается
• Плотность бурового раствора в скважине уменьшается по мере притока дополнительной жидкости в
• Индикатор нагрузки на долото показывает уровни, не соответствующие видимым условиям бурения
• Бур внезапно начинает двигаться намного быстрее, чем раньше, или падает на невероятную глубину, указывая на карман жидкости или газа, который может привести к выбросу

Подводя итог, можно сказать, что любое неожиданное изменение давления или жидкости в стволе скважины является явным признаком выброса.

Совет для профессионалов: если вы научитесь распознавать признаки выброса в нефтяную скважину, вы сможете вовремя принять меры, чтобы предотвратить выброс. Убедитесь, что вы знаете предупреждающие знаки!

Как держать удар под контролем

Не существует универсального метода сдерживания удара ногой. Поскольку в каждой нефтяной скважине используется немного различное оборудование и бурение может проходить через разные типы камня, каждая буровая площадка должна модифицировать стандартную процедуру для своих нужд. Однако каждый план должен содержать несколько стандартных шагов, которые могут выполняться в большинстве мест:

• Прекращение бурения и/или вращение бурильной трубы
• Поднять буровое долото с пола буровой
• Отключить буровые насосы и контролировать уровень бурового раствора на предмет неожиданного подъема
• Если буровой раствор продолжает поступать в ствол скважины, закройте кольцевой противовыбросовый превентор

Дальнейшие действия зависят от возможностей вашей скважины.

Лучше всего ознакомиться с оборудованием, которое у вас есть под рукой, чтобы сдержать удар. Планируйте заранее.

Предотвратить выбросы

Научиться распознавать предупреждающие признаки выброса — бесценный навык в нефтегазовой отрасли. Обнаружив проблему на ранней стадии, вы можете предотвратить выброс и предотвратить катастрофический ущерб вашему окружению.

Свяжитесь с нами по номеру , чтобы узнать, как наши противовыбросовые превенторы могут помочь вам справиться с выбросами на вашем нефтяном месторождении.

Выбросы — PetroWiki

Выбросы — это проблема управления скважиной, в которой давление внутри пробуренной породы выше, чем гидростатическое давление бурового раствора, действующее на скважину или забой породы. Когда это происходит, более высокое пластовое давление имеет тенденцию нагнетать пластовые флюиды в ствол скважины. Этот принудительный поток жидкости называется ударом. Если поток успешно контролируется, удар считается остановленным. Неконтролируемый удар, который усиливается, может привести к так называемому «выбросу».

Содержание

• 1 Факторы, влияющие на силу удара
• 2 этикетки
• 3 Причины пинков
  • 3.1 Недостаточная масса бурового раствора
  • 3.2 Неправильное заполнение ямы во время поездок
  • 3.3 Протирка
  • 3.4 Шлам
  • 3.5 Потеря обращения
• 4 Предупреждающие знаки ударов ногами
  • 4.1 Увеличение расхода (первичный показатель)
  • 4.2 Увеличение объема приямка (первичный показатель)
  • 4.3 Проточная скважина с отключенными насосами (первичный индикатор)
  • 4.4 Снижение давления насоса и увеличение хода насоса (вторичный индикатор)
  • 4.5 Неправильное заполнение ямы при поездках (первичный индикатор)
  • 4.6 Изменение веса струны (вторичный индикатор)
  • 4.7 Сверлильный перерыв (вторичный индикатор)
  • 4.8 Масса бурового раствора (вторичный индикатор)
• 5 Обнаружение ударов и контроль с помощью инструментов MWD
• 6 Идентификация удара
• 7 Расчет бурового раствора с умеренным весом
• 8 Номенклатура
• 9 примечательных статей в OnePetro
• 10 Внешние ссылки
• 11 См. также
• 12 Категория

Факторы, влияющие на тяжесть удара

На тяжесть удара влияет несколько факторов. Одним из факторов, например, является «проницаемость» породы, то есть ее способность пропускать жидкость через породу. Еще одним фактором, влияющим на силу удара, является «пористость». Пористость измеряет количество пространства в породе, содержащее флюиды. Порода с высокой проницаемостью и высокой пористостью имеет больший потенциал для сильного выброса, чем порода с низкой проницаемостью и низкой пористостью. Например, считается, что песчаник обладает большим ударным потенциалом, чем сланец, потому что песчаник обладает большей проницаемостью и большей пористостью, чем сланец.

Еще одним фактором, влияющим на силу удара, является «перепад давления». Перепад давления – это разница между давлением пластового флюида и гидростатическим давлением бурового раствора. Если пластовое давление намного больше, чем гидростатическое давление, существует большой отрицательный перепад давления. Если этот отрицательный перепад давления сочетается с высокой проницаемостью и высокой пористостью, может произойти сильный выброс.

Метки выброса

Метки выброса могут быть обозначены несколькими способами, в том числе в зависимости от типа пластового флюида, поступившего в скважину. Известные ударные жидкости включают:

• Газ
• Масло
• Соленая вода
• Хлорид магния водный
• Сероводород (кислый) газ
• Углекислый газ

Если газ попадает в скважину, выброс называется «газовым выбросом». Более того, если в скважину поступило 20 баррелей (3,2 м ³ ) газа, выброс можно было назвать выбросом газа объемом 20 баррелей (3,2 м ³ ).

Другой способ маркировки выброса – это определение необходимого увеличения веса бурового раствора, необходимого для управления скважиной и подавления потенциального выброса. Например, если для удара требовалось усилие 0,7 фунта/галлон (84 кг/м ³ ) увеличения массы бурового раствора для управления скважиной, выброс можно назвать выбросом 0,7 фунта/гал (84 кг/м ³ ). Интересно отметить, что средний выброс требует примерно 0,5 фунта/гал (60 кг/м ³ ) или меньше увеличения веса бурового раствора.

Причины выброса

Выбросы возникают в результате того, что пластовое давление превышает гидростатическое давление бурового раствора, что вызывает перетекание флюидов из пласта в ствол скважины. Почти во всех операциях бурения оператор пытается поддерживать гидростатическое давление выше пластового и, таким образом, предотвращать выбросы; однако иногда пласт превысит давление бурового раствора, и произойдет выброс. Причины такого дисбаланса объясняют ключевые причины пинков:

• Недостаточный вес бурового раствора.
• Неправильное заполнение ямы во время поездок.
• Тампонирование.
• Вырезать грязь.
• Потеря обращения.

Недостаточная плотность бурового раствора

Недостаточная плотность бурового раствора является основной причиной ударов. Проницаемая зона бурится с использованием бурового раствора, оказывающего меньшее давление, чем пластовое давление в зоне. Поскольку пластовое давление превышает давление в стволе скважины, флюиды начинают течь из пласта в ствол скважины, и происходит выброс.

Эти аномальные пластовые давления часто связаны с причинами выброса. Аномальные пластовые давления представляют собой более высокие давления, чем в нормальных условиях. При управлении скважиной наибольшую озабоченность вызывают пластовые давления, превышающие норму. Поскольку нормальное пластовое давление равно полному столбу природной воды, пласты с аномальным давлением оказывают большее давление, чем полный столб воды. Если во время бурения встречаются пласты с аномально высоким давлением, а плотность бурового раствора недостаточна для контроля зоны, возникает потенциальная ситуация выброса. Произойдет ли выброс, зависит от проницаемости и пористости породы. Ряд индикаторов аномального давления можно использовать для оценки пластового давления, чтобы предотвратить выбросы, вызванные недостаточным весом бурового раствора (некоторые из них перечислены в разделе 9). 0003 Таблица 1 ).

Очевидным решением проблемы выброса, вызванного недостаточным весом бурового раствора, является бурение с большим весом бурового раствора; однако это не всегда жизнеспособное решение. Во-первых, большой вес бурового раствора может превышать вес бурового раствора гидроразрыва пласта и вызывать потерю циркуляции. Во-вторых, плотность бурового раствора, превышающая пластовое давление, может значительно снизить скорость проходки. Кроме того, заедание трубы становится серьезной проблемой при использовании чрезмерного веса бурового раствора. Наилучшее решение состоит в том, чтобы поддерживать плотность бурового раствора, немного превышающую пластовое давление, до тех пор, пока плотность бурового раствора не начнет приближаться к плотности бурового раствора гидроразрыва и, таким образом, не потребуется дополнительная колонна обсадных труб.

Неправильное заполнение ямы во время поездки

Неправильное заполнение ямы во время поездки является еще одной распространенной причиной толчков. Когда бурильную трубу вытягивают из скважины, уровень бурового раствора падает, потому что сталь трубы больше не вытесняет буровой раствор. По мере снижения общего уровня бурового раствора скважину необходимо периодически заполнять буровым раствором, чтобы избежать снижения гидростатического давления и, тем самым, возникновения выброса.

Для заполнения скважины можно использовать несколько методов, но каждый из них должен обеспечивать точное измерение необходимого количества бурового раствора. Недопустимо — ни при каких условиях — позволять центробежному насосу непрерывно заполнять скважину из всасывающей ямы, потому что точное измерение объема бурового раствора с помощью такого типа насоса невозможно. Двумя приемлемыми методами, наиболее часто используемыми для поддержания заполнения скважины, являются метод спускового резервуара и метод измерения хода насоса.

В методе с проходным резервуаром используется калибровочное устройство, которое отслеживает объем бурового раствора, поступающего в скважину. Резервуар можно разместить над превентором, чтобы буровой раствор нагнетался в затрубное пространство под действием силы тяжести, или центробежный насос может закачивать буровой раствор в затрубное пространство, а перелив возвращается в отбойный резервуар. К преимуществам метода спускового резервуара относится то, что скважина всегда остается полной, и возможно точное измерение количества бурового раствора, поступающего в скважину.

Другой метод сохранения заполненности скважины — метод измерения хода насоса — заключается в периодическом заполнении скважины объемным насосом. Устройство выкидной линии может быть установлено вместе с объемным насосом для измерения хода насоса, необходимого для заполнения скважины. Это устройство автоматически отключит насос, когда отверстие будет заполнено.

Свабирование

Вытягивание бурильной колонны из скважины создает давление свабирования. Давление тампона отрицательное и снижает эффективное гидростатическое давление по всему стволу и под долотом. Если это снижение давления снижает эффективное гидростатическое давление ниже пластового давления, возникает потенциальный выброс. Переменные, контролирующие давление тампона:

• Скорость протяжки трубы
• Свойства бурового раствора
• Конфигурация отверстий
• Эффект «забитой» экипировки

Некоторые значения давления тампона можно увидеть в Таблице 2 .

Срезанный буровой раствор

Грязь, загрязненная газами, иногда вызывает удар, хотя это случается редко. Уменьшение плотности бурового раствора обычно вызвано тем, что флюиды из объема керна вырезаются и высвобождаются в систему бурового раствора. Когда газ циркулирует на поверхности, он расширяется и может снизить общее гидростатическое давление, достаточное для возникновения выброса.

Несмотря на то, что масса бурового раствора сильно уменьшается на поверхности, гидростатическое давление существенно не снижается, поскольку большая часть расширения газа происходит вблизи поверхности, а не на забое скважины.

Потеря циркуляции

Иногда выбросы вызваны потерей циркуляции. Пониженное гидростатическое давление возникает из-за более короткого столба бурового раствора. Когда возникает толчок из-за потери кровообращения, проблема может стать серьезной. Большой объем продавочной жидкости может попасть в скважину до того, как на поверхности будет наблюдаться повышение уровня бурового раствора. Рекомендуется заполнить отверстие каким-либо типом жидкости для контроля уровня жидкости в случае потери циркуляции.

Предупреждающие знаки ударов ногами

На поверхности можно наблюдать предупреждающие знаки и возможные индикаторы удара. Каждый член экипажа обязан распознавать и интерпретировать эти знаки и предпринимать соответствующие действия. Все признаки не указывают на толчок; некоторые просто предупреждают о возможных ситуациях удара. Ключевые предупреждающие знаки, на которые следует обратить внимание, включают следующее:

• Увеличение расхода
• Увеличение объема приямка
• Проточная скважина с отключенными насосами
• Снижение давления насоса и увеличение хода насоса
• Неправильное заполнение отверстия при поездках
• Изменение веса струны
• Перерыв при сверлении
• Срезанный буровой утяжелитель

Ниже каждый из них обозначен как первичный или вторичный предупредительный знак в зависимости от его важности для обнаружения выброса.

Увеличение дебита (основной показатель)

Увеличение дебита на выходе из скважины при откачке с постоянной скоростью является первичным индикатором выброса. Увеличенный расход интерпретируется как помощь буровой установки в пласте за счет перемещения флюида вверх по затрубному пространству и нагнетания пластового флюида в ствол скважины.

Увеличение объема ямы (основной индикатор)

Если объем ямы не изменяется в результате действий, контролируемых поверхностью, увеличение указывает на то, что происходит выброс. Жидкости, поступающие в ствол скважины, вытесняют равный объем бурового раствора на выкидной линии, что приводит к образованию амбара.

Дебитная скважина с выключенными насосами (основной индикатор)

Когда насосы буровой установки не перемещают буровой раствор, продолжающийся поток из скважины указывает на то, что происходит выброс. Исключением является случай, когда буровой раствор в бурильной трубе значительно тяжелее, чем в кольцевом пространстве, например, в случае пробки.

Снижение давления насоса и увеличение хода насоса (вторичный индикатор)

Изменение давления насоса может указывать на выброс. Первоначальное попадание жидкости в скважину может привести к флокуляции бурового раствора и временному увеличению давления насоса. По мере продолжения потока приток с низкой плотностью будет вытеснять более тяжелые буровые растворы, и давление насоса может начать снижаться. По мере того как жидкость в кольцевом пространстве становится менее плотной, буровой раствор в бурильной трубе имеет тенденцию к падению, и скорость насоса может увеличиваться.

Эти признаки могут проявляться и при других проблемах с бурением. Отверстие в трубе, называемое «вымыванием», приведет к снижению давления в насосе. Скручивание бурильной колонны даст те же признаки. Тем не менее, при наличии этих признаков следует проверить наличие удара.

Неправильное заполнение скважины при спускоподъемных операциях (основной индикатор)

При извлечении бурильной колонны из скважины уровень бурового раствора должен уменьшиться на объем, эквивалентный удаленной стали. Если в скважине не требуется расчетный объем бурового раствора для подъема уровня бурового раствора на поверхность, предполагается, что в скважину попала продавочная жидкость и частично заполнила объем вытеснения бурильной колонны. Даже если в скважину попали газ или соленая вода, скважина может не работать до тех пор, пока не войдет достаточное количество жидкости, чтобы снизить гидростатическое давление ниже пластового давления.

Изменение веса колонны (вторичный индикатор)

Буровой раствор придает бурильной колонне эффект плавучести и снижает фактический вес трубы, поддерживаемой вышкой. Более тяжелые илы обладают большей выталкивающей силой, чем менее плотные илы. Когда происходит выброс, и пластовые флюиды низкой плотности начинают поступать в скважину, выталкивающая сила системы буровых растворов снижается, а вес колонны, наблюдаемый на поверхности, начинает увеличиваться.

Сверлильный перерыв (вторичный индикатор)

Резкое увеличение скорости проходки долота, называемое «перерывом бурения», является предупредительным признаком потенциального выброса. Постепенное увеличение скорости проходки является аномальным индикатором давления и не должно быть ошибочно истолковано как резкое увеличение скорости.

Когда скорость резко увеличивается, предполагается, что тип породы изменился. Также предполагается, что новый тип породы имеет потенциал к выбросу (как в случае с песком), тогда как ранее пробуренная порода не имела такой возможности (как в случае со сланцем). Хотя мог наблюдаться перерыв в бурении, нет уверенности в том, что произойдет выброс, а только в том, что был пробурен новый пласт, который может иметь потенциал выброса.

При регистрации перерыва в бурении рекомендуется, чтобы бурильщик пробурил песок на глубину от 3 до 5 футов (от 1 до 1,5 м), а затем остановился, чтобы проверить наличие текучих пластовых флюидов. Проверки потока не всегда выполняются при бурении верхней скважины или при бурении ряда стрингеров, в которых встречаются повторяющиеся разрывы. К сожалению, из-за отсутствия проверки потока произошло много ударов и выбросов.

Срезанный вес бурового раствора (вторичный индикатор)

Уменьшение веса бурового раствора, наблюдаемое на выкидной линии, иногда вызывало выброс. Некоторые причины снижения массы бурового раствора:

• Резка основного объема
• Соединение воздуха
• Аэрированный буровой раствор, циркулирующий из карьеров и вниз по бурильной трубе

К счастью, меньший вес бурового раствора из-за эффекта выбуренной породы находится вблизи поверхности (обычно из-за расширения газа) и не приводит к заметному снижению плотности бурового раствора по всему стволу. Таблица 3 показывает, что газовая резка оказывает очень незначительное влияние на забойное гидростатическое давление.

Важно помнить о газовой резке: если скважина не дала толчок в течение времени, необходимого для бурения газовой зоны и циркуляции газа на поверхность, существует лишь небольшая вероятность того, что он рванет. Как правило, газовая резка указывает на то, что был пробурен пласт, содержащий газ. Это не означает, что вес бурового раствора должен быть увеличен.

Обнаружение и мониторинг ударов с помощью инструментов MWD

Во время промывки и бурения системы измерения во время бурения (MWD) контролируют:

• Свойства бурового раствора
• Параметры формации
• Параметры бурильной колонны

Система широко используется для бурения, но также имеет приложения для управления скважиной, в том числе следующие:

• Данные об эффективности бурения, такие как забойная нагрузка на долото и крутящий момент, могут использоваться для различения изменений скорости проходки, вызванных сопротивлением, и изменений, вызванных прочностью пласта. Мониторинг забойного давления, температуры и расхода с помощью прибора MWD полезен не только для раннего обнаружения выброса, но также может быть полезен во время операции по глушению скважины. Возможности оценки пласта, такие как гамма-каротажи и измерения удельного сопротивления, можно использовать для обнаружения притоков в ствол скважины, определения литологии горных пород и прогнозирования тенденций порового давления.
• Инструмент MWD позволяет контролировать акустические свойства кольцевого пространства для раннего обнаружения притока газа. Импульсы давления, генерируемые генератором импульсов MWD, регистрируются и сравниваются на стояке и в верхней части кольцевого пространства. Полномасштабные испытания показали, что присутствие свободного газа в кольцевом пространстве определяется затуханием амплитуды и фазовой задержкой между двумя сигналами. Для систем бурового раствора на водной основе этот метод продемонстрировал способность последовательно обнаруживать притоки газа в течение нескольких минут до того, как произойдет значительное расширение. В настоящее время ведутся дальнейшие разработки для улучшения способности системы обнаруживать притоки газа в буровых растворах на нефтяной основе.
• Некоторые инструменты MWD имеют функцию обнаружения удара с помощью ультразвуковых датчиков. В этих системах ультразвуковой преобразователь излучает сигнал, который отражается от пласта и возвращается к датчику. Небольшие количества свободного газа значительно изменяют акустический импеданс бурового раствора. Автоматический мониторинг этих сигналов позволяет обнаруживать газ в кольцевом пространстве. Следует отметить, что эти устройства обнаруживают присутствие газа только на приборе MWD или ниже него.

Инструмент MWD предлагает преимущества обнаружения толчков, если время отклика меньше, чем время, необходимое для наблюдения за поверхностными индикаторами. Инструмент может обеспечить раннее обнаружение выкидышей и потенциальных притоков, а также отслеживать процесс ликвидации. Время отклика инструмента зависит от сложности инструмента MWD и режима работы. Последовательность передачи данных определяет время обновления каждого типа измерения. Многие инструменты MWD позволяют перепрограммировать последовательность обновления, пока инструмент находится в скважине. Эта функция может позволить оператору увеличить частоту обновления критической информации, чтобы удовлетворить ожидаемые потребности пробуриваемой секции. Если время отклика инструмента больше, чем требуется для наблюдения за поверхностными индикаторами, MWD служит только источником подтверждения.

Идентификация выброса

При выбросе отметьте тип притока (газ, нефть или соленая вода), поступающего в ствол скважины. Помните, что процедуры хорошего контроля, разработанные здесь, предназначены для безопасного уничтожения всех типов ударов. Формула, необходимая для расчета этого притока, выглядит следующим образом:

………………….(1)

, где г _i = градиент притока, фунт/кв. дюйм/фут; г _mdp = градиент бурового раствора в бурильной трубе, psi/ft; и h _i = высота притока, футы. Градиент притока можно оценить с помощью указаний в Таблица 1 .

Хотя p _sidp и p _sic можно точно определить для Eq. 1 высоту притока определить сложно. Для этого требуется знание прироста ямы и точного размера отверстия. Пример 1, описанный ниже, иллюстрирует уравнение 1.

Расчет бурового раствора с умеренным весом

Необходимо рассчитать массу бурового раствора, необходимую для компенсации забойного пластового давления. «Убойный буровой раствор» — это количество бурового раствора, необходимое для точного баланса пластового давления. Позже будет показано, что безопаснее использовать точный требуемый вес бурового раствора без изменений.

Поскольку давление в бурильной трубе определяется как забойный манометр, для расчета веса бурового раствора, необходимого для глушения скважины, можно использовать p _sidp . Формула убивающего раствора следующая:

………………….(2)

where ρ _kw = kill-mud weight, lbm/gal 19.23 = conversion constant D _tv = true vertical-bit depth, ft ρ _o = original вес бурового раствора, фунт/гал.

Поскольку давление в обсадной трубе не фигурирует в уравнении . 2 , высокое давление в обсадной колонне не обязательно указывает на буровой раствор с высокой плотностью глушения. То же самое верно и для увеличения ямы, потому что оно не фигурирует в уравнении. 2. В примере 1 используется формула бурового раствора с умеренным весом.

---

Пример 1

Какой будет плотность бурового раствора убойного веса для приведенных ниже данных о выбросе?

D _ТВ = 11 550 футов

ρ _o = 12,1 фунт/галлон

p _сиддп = 240 psi

p _sic = 1790 psi

Прирост карьера = 85 баррелей

Раствор.

ρ _кВт = р _сидп × 19,23/ Д тв + р _или = 240 фунтов на квадратный дюйм × 19,23/11 550 футов + 12,1 фунт/галлон = 0,4 фунта/галлон + 12,1 фунт/галлон = 12,5 фунтов/галлон

---

Номенклатура

Д ТВ	= истинная глубина по вертикали, битовая глубина, футы
г и	= градиент притока, psi/ft
г пдп	= градиент бурового раствора в бурильной трубе, psi/ft
ч я	= высота притока, фут
ρ кВт	= вес бурового раствора глушения, фунт/галлон
ρ или	= первоначальный вес бурового раствора, фунт/галлон
р так	= давление в закрытом корпусе, psi
р сидп	= давление в закрытой бурильной трубе, psi

Примечательные статьи в OnePetro

Nas, S.