1. Propiedades de fluido de perforación no cumplir con los requisitos
La viscosidad excesiva y la resistencia al gel pueden conducir a la presión de bits y la presión del hisopo durante el tropiezo, reduciendo la presión del agujero del fondo y causando un reventón. Además, la alta viscosidad y la resistencia al gel pueden provocar una presión de sobretensión excesiva durante el tropiezo o la alta presión de la bomba durante el inicio, lo que puede fracturar la formación y activar un reventón.
Prevención:
Ajuste las propiedades de fluido de perforación antes de ingresar al petróleo, gas o zonas acuáticas.
Asegúrese de que la densidad de fluido de perforación cumpla con las especificaciones de diseño.
Bajo la premisa del transporte efectivo de esquejes, use la viscosidad y la resistencia del gel más baja para minimizar el bolas de bits y reducir las presiones de hisopo/aumento durante las operaciones de disparo.
2. Bit Balling and Piston-Effect durante el tropiezo
La bola de broca durante el tropiezo crea un efecto de pistón, evitando la reabastecimiento de líquidos anulares y generando una alta presión de hisopo, lo que reduce la presión del agujero inferior. Además, la caída rápida en el nivel de fluido dentro de la cuerda de perforación durante el disparo de efectos de pistón puede conducir a una presión de columna de fluido interna insuficiente para equilibrar la presión de formación, lo que puede causar un reventón interno.
Prevención:
Ajuste las propiedades del fluido de perforación antes del tropiezo: reduzca la viscosidad y la resistencia al gel, y elimine los sólidos de baja calidad.
Monitor y control de velocidad de disparo: Observe de cerca las operaciones de disparo. Si se producen síntomas de efectos de pistón (por ejemplo, resistencia a los disparos, incapacidad para llenar el anillo, el movimiento del fluido con la cuerda de perforación, la caída de nivel de fluido rápido en la cuerda de perforación): conecte inmediatamente el Kelly para circular y resalte el orificio.
Recupere la cuerda de perforación incrementalmente (por ejemplo, una junta a la vez).
Asegúrese de que el anillo esté completamente lleno de líquido antes de tirar de los soportes.
Prohibir estrictamente el movimiento agresivo de la tubería sin circulación si se observan efectos del pistón.
3. Movimiento agresivo de la tubería sin circulación en zonas de hidrocarburos abiertos
La realización de movimiento agresivo de la tubería hacia arriba/hacia abajo en zonas de hidrocarburos abiertos sin circulación genera presión de hisopo. Si la presión hidrostática cae por debajo de la presión de los poros de formación, los hidrocarburos invadirán el pozo.
Prevención:
Si el disparo no es factible debido a problemas de equipo:
Conecte el Kelly para circular.
Si la circulación es imposible, priorice la rotación de la cuerda de perforación sobre el movimiento vertical. Control de las velocidades de disparo estrictamente (según las regulaciones de control del pozo: menos o igual a 0. 5 m/s en zonas de hidrocarburos y dentro de 300 m por encima de ellas).
Después de las reparaciones del equipo:
Reanudar la circulación de inmediato.
Si el pozo exhibe hidrocarburos activos o complejidad de fondo de pozo, corre de regreso a la parte inferior, circule bien para acondicionar el fluido de perforación y luego reanude el disparo.
4. Tiempo de circulación insuficiente antes de tropezar
El tiempo de retraso requerido para la circulación del fluido desde el fondo hasta la superficie es ** minutos. El tiempo de circulación inadecuado antes del tropiezo previene la detección oportuna de los indicadores de líquido o desbordamiento de talla de gas. Durante el tropiezo, la presión de hisopo inevitable, la reposición retardada del líquido o la migración de gases reducen aún más la presión del orificio inferior, lo que lleva a una patada.
Prevención:
Asegúrese de que se cumplan las siguientes condiciones antes de disparar:
Ajuste las propiedades de fluido de perforación y circule al menos 2 volúmenes de agujeros para homogeneizar la densidad del fluido, asegurando la diferencia de densidad de entrada/salida menos o igual a 0. 02 g/cm³.
El contenido total del gas debe ser<10% with a declining trend.
Detenga las bombas y observe el retorno de líquido durante 15 minutos para confirmar no desbordamiento.
5. Manejo inadecuado de la circulación perdida durante la perforación
Cuando se produce la circulación perdida, se dispara apresuradamente después de simplemente llenar el agujero, sin verificar los volúmenes de pérdida, las tasas de reposición o observar los cambios de nivel de fluido anular, los riesgos de reventón de las zonas de hidrocarburos expuestas (por ejemplo, gas poco profundo). El énfasis excesivo en el control de pozos estáticos y la prevención de la adhesión de la tubería debido al colapso del hoyo da las prioridades críticas de control del pozo.
Prevención:
Si se produce la circulación perdida en una zona de hidrocarburos perforados:
Tire de la parte inferior y coloque el Kelly sobre la tabla giratoria.
Detener la circulación e implementar el reabastecimiento de líquido anular cuantificado cronometrado para mantener el equilibrio de la presión hidrostática con la formación, evitando la afluencia.
Evite desconectar el Kelly para tropezar hasta que las condiciones del pozo estén completamente estabilizadas y entendidas.
6. Adición de aceite/agua excesiva/desigual durante el tratamiento de líquidos
- La mezcla excesiva del aceite/agua reduce la densidad de fluidos, causando un desequilibrio de presión del orificio inferior.
- Prevención: control de la densidad de líquido durante el tratamiento; Monitoree la densidad de entrada/salida durante la adición de aceite/agua.
7. Falta de inicio de inmediato Degas severamente fluido de perforación de gas de gas
Cuando se perfora a través de zonas de hidrocarburos de alta presión, la perforación de líquido inevitablemente se convierte en un corte de gas (a través de esquejes, desplazamiento, difusión o entrada de gas), reduciendo su densidad. Si se recircula el líquido de corte de gas no tratado, disminuye aún más la presión hidrostática, aumentando los riesgos de control de pozos.
Prevención:
Controle continuamente la densidad de fluido durante la perforación.
Active inmediatamente los degassers y aplique desacopladores al detectar la invasión de gas.
Ajuste la densidad de líquido de inmediato para evitar la recirculación del fluido de corte de gas.
Para zonas de gas altamente activas, realice una circulación escenificada durante el disparo para evitar que la expansión del gas y la migración causen una entrada de pozo.
8. No se apagará o desangrar pozos de inyección
En los campos maduros con redes de inyección compleja, la inyección prolongada de agua/gas ha alterado las presiones de formación originales, creando variaciones significativas de presión entre capas. Esto hace que la determinación precisa del peso del lodo sea desafiante durante la perforación, lo que a menudo conduce a incidentes de control de pozos como patadas.
Prevención:
Por regulaciones de perforación de petróleo y gas:
Apague los pozos de inyección de agua/gas adyacentes y la presión de sangrado a los niveles especificados antes de las zonas de hidrocarburos penetrantes.
Encuesta que rodea los pozos de inyección antes de la penetración del depósito.
Prohibir la perforación en zonas de hidrocarburos hasta que los pozos de inyección se confirmen y se hagan presión para los umbrales requeridos.
9. Respuesta de patada inadecuada o fallido bien matar
Los errores en las patadas de manejo incluyen:
Retrasando el cierre para continuar observando la patada.
Intentando aumentar el peso del lodo mientras se perfora.
Conectando el Kelly durante la afluencia inducida por el disparo.
Cierre duro (cierre abruptamente BOP sin procedimientos adecuados).
Cerrar los arbitres de tubería antes del preventor anular.
Excediendo la presión máxima permitida por la carcasa cerrada (MAASP) sin sangrado.
Presión prematura sangrado por debajo del maasp.
No matar el pozo posterior a la envoltura.
Uso de fluido de matar con densidad incorrecta (demasiado alta o baja).
Procedimientos de matar mal diseñados.
Prevención:
Adhiérase al principio: "Cállate inmediatamente después de la detección de patadas; cierre por sospecha de patadas".
Ejecute el cierre por protocolos estándar en letreros de patada. Después de cerrar, obtenga rápidamente la presión de tubería de perforación (SIDPP), la presión de la carcasa cerrada (SICP) y el volumen de entrada.
Durante el disparo, instale urgentemente una válvula de retención o válvula de seguridad si se produce una patada.
Nunca exceda el MAASP bajo ninguna circunstancia. Evite el sangrado dentro del rango de presión permitido.
Nunca deje las patadas de gas sin tratamiento durante el cierre prolongado debido a los riesgos de migración de gas.
Realice cálculos y diseños detallados de matar, asegurando la densidad de fluido de matar apropiada. Asigne personal dedicado para monitorear la presión de la carcasa durante los asesinatos.
Prohibir estrictamente el aumento del peso del lodo mientras se perfora sin encerrado.
10. Configuración, instalación o prueba de presión de BOP no conformes
La instalación inadecuada o las pruebas de presión de los preventores de reventón (BOP) pueden dar como resultado un control de pozo fallido (por ejemplo, fugas de fuga, conexiones inseguras, clasificaciones de presión insuficientes, posiciones de válvulas incorrectas, falla de los sistemas de control remoto), lo que finalmente conduce a explosiones no controladas.
Prevención:
Diseño y selección: Selección de BOP base en la presión máxima de superficie anticipada derivada del diseño geológico y de pozo.
Instale sistemas BOP con clasificación de alta presión para pozos con densidad de lodo mayor o igual a 1.50 g/cm³, pozos ultra profundos, pozos exploratorios o áreas ambientalmente sensibles.
Equipe pozos exploratorios regionales y pozos de alto riesgo (HTHP) con carneros de corte.
Instalación y prueba: Instalación y prueba de presión BOPS estrictamente por regulaciones para garantizar la confiabilidad.
Verificaciones previas al perforación: antes de penetrar en las zonas de hidrocarburos, inspeccione a fondo todos los equipos de perforación y los sistemas BOP para eliminar las posibles fallas.
11. Perforación en zonas de gas poco profundas
Causas:
Los diseños geológicos no resaltan los riesgos de gas poco profundo, o las tripulaciones descuidan los peligros durante las operaciones en áreas de gas poco profunda conocidas.
Características de los reventones de gas poco profundo:
Inicio repentino: los depósitos de gas poco profundo son pequeños, localizados e impredecibles. Debido a la profundidad poco profunda, la afluencia de gas llega rápidamente a la superficie, lo que hace que los reventones sean casi inevitables una vez que ocurre la afluencia.
Riesgo de fractura de formación: las formaciones poco profundas son suaves y débiles, fracturando a presiones tan bajas como 2 MPa. Incluso con una buena cementación de carcasa de superficie, el cierre duro durante un reventón puede causar fugas externas, arriesgando el hundimiento de la plataforma.
Prevención:
Preparación previa: Realice sesiones técnicas y de seguridad por parte de los ingenieros para enfatizar los riesgos de gas poco profundo.
Para zonas de gas poco profundas anticipadas: instale sistemas de desventajas para redirigir el gas de manera segura.
Minimice los estabilizadores en los conjuntos de agujeros inferiores (BHA) para reducir los riesgos de bolas de bits y presión de hisopo.
Equipe cadenas de perforación con preventores de reventón internos (IBOPS) para sellar la cuerda durante el tropiezo.
Instalar y probar rigurosamente BOPS; Monitoree la presión de la carcasa después de la transmisión para evitar la fractura de formación.
Use una densidad de fluido de perforación adecuada para compensar los efectos de hadre y mantener el equilibrio hidrostático.
12. Monitoreo no tripulado que conduce a patadas no detectadas
Cuando los hidrocarburos invaden el pozo, se produce una patada. No detectarlo de inmediato permite que aumente el volumen de la afluencia, reduciendo continuamente la presión hidrostática hasta que se active un reventón.
Prevención:
Hacer cumplir los protocolos de responsabilidad: implementa el monitoreo tripulado 24/7 de la dinámica del pozo y el fluido.
Observación continua: desde el momento en que se penetran las zonas de hidrocarburos, asigne personal dedicado para monitorear los retornos de la cabeza de pozo y los niveles de pozo de fluido de perforación durante todas las operaciones (perforación, disparo, registro, mantenimiento, espera).
Acción inmediata: active los protocolos de emergencia (p. Ej., Procedimientos de cierre) al instante al detectar retornos de fluidos anormales o cambios en el nivel de boxes.
13. Diseño de carcasa inadecuado (profundidad de ajuste poco profunda)
Causas:
La profundidad de ajuste de la carcasa excesivamente poco profunda evita que la formación de la zapata de la carcasa resistiera las altas presiones de cierre durante un reventón, lo que obliga a las tripulaciones a evitar cerrar el pozo o arriesgarse a fracturar la formación, aumentando a un reventón no controlado.
Prevención:
Diseño de programas de carcasa basados en:
Formación Presión de poro, presión de fractura y perfiles de presión de colapso.
Evite las zonas superpuestas con diferenciales de presión extrema (por ejemplo, coexistir la circulación perdida y las zonas de patada) en una sola sección de orificio abierto.
Para pozos sin carcasa intermedia:
Asegúrese de que la profundidad de la carcasa de la superficie proporcione suficiente gradiente de presión de fractura en la zapatilla de carcasa para exceder el gradiente de presión de poro de la zona objetivo.
Cuenta con la duración operativa y el desgaste de la carcasa para mantener la resistencia a la presión interna de la carcasa para los requisitos de control de pozos por la fase de finalización.
14. Reservas insuficientes de fluido de perforación ponderada
Causas:
Reservas inadecuadas de retraso de líquido de perforación ponderado La preparación del fluido de peso de muerte, faltando el momento crítico para el control de pozos.
Prevención:
Antes de perforar en zonas de hidrocarburos:
Alcance de fluido de perforación ponderado equivalente al volumen del orificio y los agentes de ponderación suficientes.
Para pozos agrios (h₂s que contienen), stockpile 0. 5–2 veces el volumen de agujeros de fluido de perforación con una densidad ** mayor o igual a 0. 1 g/cm³ más alto que el fluido activo.
15. No realizar viajes cortos
Causas:
Durante la perforación casi equilibrada, la pérdida de presión de fricción anular durante la circulación ayuda a equilibrar la presión de formación. Cuando la circulación se detiene o durante el tropiezo, la pérdida de esta presión de fricción puede reducir la presión del orificio inferior por debajo de la presión de formación, lo que provocó una patada.
Prevención:
Verifique el equilibrio de presión antes de disparar:
Realice un viaje de prueba corto (tire de 10-15 rodales de tubería de perforación).
Corre de regreso a la parte inferior y circule durante al menos un ciclo completo.
Devoluciones del monitor: si no se detecta la invasión de gas/petróleo y las tasas de migración de gas son aceptables, continúe con el disparo.
Si se observa una invasión de gas/petróleo o migración excesiva, continúe circulando para acondicionar el fluido y ajustar la densidad de fluido de perforación adecuadamente para evitar patadas durante el disparo.
Escenarios obligatorios de viaje corto:
Antes de tropezar primero después de penetrar una zona de hidrocarburos.
Después de matar una patada y antes de reanudar el tropiezo.
Después de la circulación perdida en una zona de hidrocarburos (incluso si no está completamente sellada) y antes de tropezar.
Antes de tropezar si se produjo una invasión severa de gas/petróleo durante la perforación (sin patada).
Cuando las operaciones prolongadas de brote-fondo requieren un tropiezo para ensanchar/limpiar el orificio.
Antes de tropezar para actividades extendidas de no circulación (p. Ej., Registro, ejecución de carcasa).
16. Bien patada durante períodos prolongados de no circulación (por ejemplo, registros o ejecuciones de carcasa)
Después de penetrar en zonas de hidrocarburos, el gas de la formación migra continuamente al pozo. Los períodos estáticos prolongados (por ejemplo, la tala, las corridas de carcasa) permiten que el gas aumente, reduciendo la presión hidrostática y provocando una explosión.
Prevención:
Prohibir el mantenimiento del equipo con un pozo vacío.
Para secciones largas de agujeros abiertos (pérdidas propensas a la permeabilidad): Implemente la reabastecimiento programado de líquidos durante el tiempo de inactividad prolongado.
Realice el mantenimiento del equipo solo después de colocar la cuerda de perforación en la zapatilla de carcasa técnica para el control de emergencia.
Para períodos planificados de no circulación largos (por ejemplo, registro): tire de la cuerda de perforación a la zapatilla de carcasa o un intervalo estable.
Observe para un ciclo de viaje o tiempo estático equivalente después de detener las bombas.
Corre de regreso a la parte inferior, circule un ciclo completo y verifique los rendimientos de la invasión de gas/petróleo. Si se detecta la invasión: ajuste y trate el fluido de perforación.
Si no hay invasión: continúe con el tropiezo.
Asigne personal dedicado para monitorear los rendimientos de los fluidos y los niveles de boxes, documentar anomalías y responder de inmediato.
Para operaciones de registro/carcasa extendidas: Agregue las ejecuciones de reaming para mantener la estabilidad del orificio.
En los pozos de gas, realice una circulación intermedia durante las carreras prolongadas para ventilar gas acumulado.
17. Fractura de formación durante el disparo (causado por una presión de sobretensión excesiva)
Causas:
La velocidad excesiva de disparo genera presión de sobretensión que excede la fuerza de formación.
Propiedades de fluido de perforación deficientes (p. Ej., Alta viscosidad, resistencia al gel inadecuada) amplifican los efectos de sobretensión.
Inicio agresivo de la bomba (altas picos de presión de la bomba) Fracturas de zonas débiles o agotadas.
Prevención:
Control de velocidad de disparo:
Límite de la velocidad de disparo a **<0.5 m/s** in open-hole hydrocarbon zones to minimize surge pressure.
Activación de la bomba escenificada:
Desglose la circulación en segmentos durante el disparo, evitando el inicio directo a través de zonas de circulación perdidas conocidas.
Rampa de bomba gradual: use una velocidad de bomba lenta y controlada para evitar picos de presión.
Gestión de migración de gas:
En las zonas de hidrocarburos penetradas, realice una circulación escenificada durante el disparo a los bolsillos de gas de ventilación y estabilice la presión hidrostática.
Optimización de la propiedad fluida:
Mantenga la baja viscosidad y la resistencia al gel (al tiempo que garantiza la limpieza adecuada de los agujeros) para reducir los riesgos de presión de sobretensión.
Notas operativas clave:
Monitoree el ECD en tiempo real (densidad circulante equivalente) para garantizar que la presión de sobretensión permanezca por debajo del gradiente de fractura de formación.
Priorice las formaciones suaves o las zonas agotadas para la circulación escenificada y las velocidades de disparo más lentas.
18. Bloqueo durante las operaciones de cementación
Las causas de los reventones durante la cementación son: la densidad del fluido espaciador es menor que la del fluido de perforación y su uso es excesivo; La presión hidrostática de la columna de lodo + fluido espaciador + suspensión de cemento es menor que la presión de formación; La circulación perdida ocurre durante la cementación, sin aislar las zonas de hidrocarburos superiores; y una presión hidrostática anular insuficiente debido a la pérdida de peso de la suspensión de cemento durante el período de espera en cemento (WOC). Estas causas reducirán la presión de la columna de fluido de perforación, desestabilizando el depósito e inducir gradualmente la afluencia de hidrocarburos, lo que lleva a una explosión.
Prevención: Durante la cementación, deben controlar las medidas técnicas para el proceso de finalización para garantizar la seguridad de todo el pozo. Las tareas de monitoreo posteriores a la cementación deben implementarse estrictamente. Los planes de respuesta de emergencia deben establecerse y activarse de inmediato si se detectan flujo de la carcasa-anulus o fugas de superficie.
19. Manipulando tuberías de perforación en condiciones de cierre
Causas:
Después de cerrar el pozo, las preocupaciones sobre la tubería atascada pueden conducir a intentos de manipular la cuerda de perforación en condiciones presurizadas, arriesgando daños a los elementos de empacador de RAM y las posteriores explosiones no controladas.
Prevención:
Condiciones para el movimiento de tubería seguro: debe estar disponible un sistema BOP confiable con carnero de respaldo.
Reduzca el control de la presión hidráulica de manera adecuada mientras se mantiene bien cerrado.
Pautas operativas: evite la manipulación de la tubería si el sistema BOP carece de redundancia o confiabilidad.
Prioridad: preservar la integridad de la cabeza de pozo. Un reventón no controlado plantea riesgos mucho mayores que la tubería atascada.
Cumplimiento regulatorio (según la perforación de petróleo y gas, las especificaciones técnicas de control de pozos): con la presión anular o de RAM BOP cerrada y cerrada por la presión de la carcasa inferior o igual a 14 MPa: el movimiento vertical de la tubería de perforación está permitido a velocidades ** menores o igual a 0. 2 m/s **.
La rotación o el paso de la junta de herramientas a través de elementos de empacador están estrictamente prohibidos.
Notas críticas:
Evaluación de riesgos: pese los riesgos de reventón contra la mitigación de tubería atascada.
Monitoreo en tiempo real: rastrear la presión hidráulica y el estado de la cabeza del pozo durante cualquier manipulación.
Entrenamiento: los equipos de la plataforma deben perforarse en protocolos cerrados y limitaciones de BOP.
20. Fractura de formación debido a una presión de cierre excesiva
Causas:
Presión de cierre no controlada: la falta de conocimiento sobre la presión máxima permitida de la carcasa de cierre conduce a una presión excesiva del agujero inferior durante el cierre, fracturando la formación y causando la circulación perdida seguida de una explosión.
Migración de gases no supervisados: no observar los cambios en la presión de la carcasa durante/después del cierre permite que el gas migre hacia arriba, aumentando la presión de la carcasa hasta que fractura la formación o daña el equipo de control de pozo, lo que resulta en la pérdida de control.
Prevención:
Prueba de integridad de formación: después de la superficie de carrera o la carcasa intermedia, realice una prueba de presión de fractura de formación en el primer intervalo de arenisca perforada para determinar el gradiente de presión de fractura. Estos datos guían los límites máximos de presión de la carcasa de cierre seguro durante los escenarios de reventón.
Monitoreo de presión en tiempo real: asigne personal dedicado para monitorear continuamente la presión de la carcasa cerrada. Asegúrese de que la presión nunca exceda el valor máximo permitido calculado a partir de la densidad de fluido de perforación y el gradiente de fractura de formación.
Protocolo de respuesta de emergencia: si la presión de la carcasa se acerca a los niveles críticos, implementa la liberación de presión controlada o la cabeza de toros para evitar la fractura de formación.
Referencias técnicas clave:
Presión de carcasa cerrada máxima permitida (Maasp): maasp=(Presión de fractura Gradiente de lodo de calado) × zapato de carcasa tvdmaasp=(fractura \ presión \ gradiente - corriente \ lod \ gradiente) \ shoe \ shoe \ tvdmaasp {{4} (presión de gradiente de fractura - calcenterent -curtent caladeal)
Acciones críticas: Actualice el MAASP después de cualquier cambio de densidad de lodo o prueba de integridad de zapatos de carcasa.
Para la entrada de gas, tiene en cuenta la tasa de migración de gas (típicamente 150-300 m/h) al estimar la escalada de presión.