Экологическая катастрофа в Мексиканском заливе. А если пробк

[lebedinsky]

А, что кроме Самоотлора нету других месторождений? Новорусское только чего стоит? Нужно смотреть в Восточную Сибирь, на Заподной уже почти все разработано, соответственно и пластовые давления маленькие (залежи практически все обводнены). В любом случае нужно снижать давление путем бурения новой скважины. На суше это проще, т.к. можно за 10-15 суток пробурить если постараться.

[geomath]

lebedinsky в сообщении #333809 писал(а):

А, что кроме Самоотлора нету других месторождений? Новорусское только чего стоит?

А какие там дебиты?

[lebedinsky]

В данном плане корректно вести разговор в сфере пластового давления, т.к. дебит скважины на прямую зависит от пластового давления, дебит в свою очередь зависит от диаметра штуцера и диаметра как эксплуатационной колонны, так и от диаметра всех составляющих конструкций скважины (потайные, технические и т.п. колонны + может добываться из открытого ствола). Если пластовое давление высокое и диаметр эксплуатационной колонны (без штуцера) (на пример) 168 мм (техничка соответственно будет 245 мм), то на Новорусском месторождении можно ожидать до 4-7 тыс бар. в сутки (более точно не скажу, Сами понимаете о ком.тайне, могу лишь подсказать, где можно найти немного больше информации о месторождениях и дебитах: heriot-watt.ru). Можно спустить ЭЦН, дабы интенсифицировать дебит. Повторюсь еще раз, все завит исключительно от конструкции скважины и пластового давления.

[Xey]

lebedinsky в сообщении #334017 писал(а):

дебит скважины на прямую зависит от пластового давления, дебит в свою очередь зависит от диаметра штуцера и диаметра как эксплуатационной колонны, так и от диаметра всех составляющих конструкций скважины

Должен также зависеть от длины трубы, и, наверно, от породы нефтяного пласта, от ее пористости (там же не полый резервуар, а песок мелкий , крупный или гравий).

[lebedinsky]

Цитата:

Xey
Должен также зависеть от длины трубы, и, наверно, от породы нефтяного пласта, от ее пористости (там же не полый резервуар, а песок мелкий , крупный или гравий).

Длинна скважины (по вертикали) существенного значения не имеет, если пластовое давление высокое, то статическое давления флюида в стволе скважины на пласт небольшое, плотность нефти колеблется от 0,84 до 0,98 г/см3, ели пластовое давление (на пример) составляет 800 атм, то не сложно пересчитать какое давление будет на устье, учитывая давление статического уровня жидкости в скважине на пласт при длине ствола скважины 2 000 м (при давлении 8 атм струя диаметром 1 см разрезает человека пополам). А, то, что Вы привели геологию, то эти все параметры на пластовое давление никакого значения не оказывают - это влияет на проницаемость породы, т.е. при освоении скважины выбираются те или иные технологические методы обработки призабойной зоны (перевод на ДТ, СКО, СКР, ГРП и т.д.) для дальнейшей и настоящей оптимальной добычи флюида и на выбор конструкции скважины, а также на метод добычи. На счет залежи сформированной гравием - слышу в первые за всю свою нефтяную карьеру.

[Xey]

lebedinsky в сообщении #334051 писал(а):

это влияет на проницаемость породы, т.е. при освоении скважины выбираются те или иные технологические методы обработки призабойной зоны (перевод на ДТ, СКО, СКР, ГРП и т.д.)

Мы же о расходе нефти. Расход при данном статическом давлении в пласте зависит от сопротивления трубы и сопротивления прилегающей породы.
Из-за этих сопротивлений скорость истечения на верхнем срезе скважины не велика метры в секунду, ( никого не разрежет).

А что такое ДТ, СКО, СКР, ГРП и что за породы на нижнем конце скважины?

[lebedinsky]

В пласте не существует статического давление, есть пластовое (оно же горное). Понятие "сопротивление трубы" слышу в первые. Можно посчитать скорость потока на устье зная давление и диаметр, зная диаметр и скорость потока можем узнать дебит в единицу времени.
ДТ - дизельное топливо, используется для перевода скважины после бурения, как самое оптимальное средство (можно переводить на воду).
СКО - соляно-кислотная обработка, используется для очистки призабойной зоны и интенсификации притока в корбонатных породах
СКР - соляно-кислотный разрыв - увеличивает трещиноватость прзабойной зоны и пласта в целом и выполнят частично фунции СКО
ГРП гидроразрыв пласта - по сути тоже, что и СКР, только на воде, призабойную зону не очищает, но "рвет" пласт, тем самым увеличивает трещеноватость пласта.

Чем конкретно представлен коллектор скважины в Мексиканском заливе не скажу - там не работал. В основном продуктивные залежи подразделяются на терригенные и карбонатные (в своей практике встречал нефть в кровле кристаллического фундамента,в кровле существует трещиноватости, в которых и скапливается углеводород), более подробную информацию по геологии и представленным породам можно посмотреть в интернете...

[Xey]

lebedinsky в сообщении #334065 писал(а):

Понятие "сопротивление трубы" слышу в первые. Можно посчитать скорость потока на устье зная давление и диаметр, зная диаметр и скорость потока можем узнать дебит в единицу времени.

В формуле Пуазейля объем вытекающей жидкости пропорционален перепаду давлений , а также пропорционален четвертой степени радиуса трубы и обратно пропорционален ее длине ( радиус и длина трубы и определяют ее сопротивление).

Сопротивление трещиноватой породы, тоже зависит от эффективного сечения и длины трещин.
Если сопротивление породы в окрестности скважины меньше сопротивления трубы , то дополнительная скважина ничего не даст.

[lebedinsky]

Xey Лично я не знаю к чему Вы все это сказали, тема форума касается "Экологическая катастрофа в Мексиканском заливе" на, что я Высказал свое мнение по ликвидации аварии... Читайте Выше, все Ваши представления на счет "даст" не "даст" по известным Вам формулам точно ничего не "дадут" (конечно, если Вы не уделите подсчету всею свою жизнь) нужно строить модель залежи (например в эклипсе), где будут учитываться все параметры (их более 100, а матрица мажет занимать до 1 млн. значений) и как будет себя вести динамика жидкости и как снизится давление в аварийной скважине в том числе. Такая модель есть у ВР (я уверен) именно после полного моделирования залежи начинают бурить разведочные, а в последствии и эксплуатационные скважины. Нужно просто на существующей модели смоделировать данное предложение. Для более упрощенной картины происходящего могу привести следующий пример: имеется надутый мячик с губкой внутри, в котором имеется отверстие, в которое вставлена соломка, так вот, если в этот мячик навтыкать еще соломок поближе к первой, то напор воздуха, выходящий из первой соломки должен снизиться.

[Xey]

lebedinsky в сообщении #334121 писал(а):

Лично я не знаю к чему Вы все это сказали, тема форума касается "Экологическая катастрофа в Мексиканском заливе"
...
Такая модель есть у ВР (я уверен) именно после полного моделирования залежи начинают бурить разведочные, а в последствии и эксплуатационные скважины.
...
Для более упрощенной картины происходящего могу привести следующий пример: имеется надутый мячик с губкой внутри, в котором имеется отверстие, в которое вставлена соломка, так вот, если в этот мячик навтыкать еще соломок поближе к первой, то напор воздуха, выходящий из первой соломки должен снизиться.

Ваши профессиональные соображения очень интересны, но утверждение, что длина трубы не причем неправильно.

В том и проблема, что у них есть данные о месторождении и скважина пробурена в наиболее продуктивном месте , где трещиноватость породы наибольшая (наименьшее сопротивление).

В модели с мячом дополнительные соломинки дадут эффект, если сопротивление губки больше, чем сопротивление соломинки.

[lebedinsky]

Статический столб жидкости, находящийся в трубе (в нашем случае это нефтяная эмульсия) оказывает давление на пласт (статическое давление жидкости), которое несоизмеримо мало по отношению к пластовому давлению. Если Вы почитаете литературу НГВП (нефте-газо-водо-проявление) - Вам все станет ясно. При бурении скважины подбирается промывочная жидкость с таким удельным весом, что бы давление статики превышало на 25-30% пластовое давление. В нашем случае компания бурившая скважину попала в газовый "карман", в котором давление газа превышало расчетные значения, соответственно произошел выброс, а в последствии самопроизвольное возгорание. В настоящее время репрессия гораздо Выше давления статики. Именно по этой причине давление на устье скважины остается колоссально большим. И попытки накрывания скважины куполом ожидаемого результата не принесли. Для полной ликвидации (повторюсь) нужно снизить давление, после можно попробовать заглушить скважину "тяжелой" жидкостью и поставить цементный мост, а можно просто попробовать поставить цементный мост под давлением.

Про соломинку и мяч: зона вокруг соломинки (внутри мяча) будет истощаться быстрее, чем части губки расположенные противоположно к стенки мячика относительно соломки, а дополнительные соломки истощат эту зону быстрее (будет время для ликвидации). В соломке нету препятствия и пор для сопротивления потока.

[geomath]

lebedinsky в сообщении #334165 писал(а):

Статический столб жидкости, находящийся в трубе (в нашем случае это нефтяная эмульсия) оказывает давление на пласт (статическое давление жидкости), которое несоизмеримо мало по отношению к пластовому давлению.

Что-то вы не то сказали. Пластовое давление обычно как раз равно гидростатическому - давлению водяного столба. А поскольку нефтяной столб, да еще газированный, обычно легче (хотя и не неизмеримо легче) водяного, то отсюда и получается нефтегазовый фонтан. Но по мере того, как нефть обводняется, этот фонтан (даже при поддержании пластового давления) делается все ниже и ниже... и в конце концов приходится переходить на механизированную добычу. Но это в обычном случае. А в данном случае давление вроде как аномальное. Мне вот только не очень понятно, откуда взялась эта аномалия в данном конкретном случае.

[lebedinsky]

2 geomath
Вы сами что-то перепутали. Разговор идет о пластовом давлении в залежи и статическом в трубах. Если бы статика была равна пластовому давлению, то скважина не работала бы без насосов или других механизмов и называлась скважиной II категории, все скважины, которые работают фонтаном относятся к I категории, т.к. пластовое давление превышает статический уровень. В нашем случае мы имеем дело со скважиной 1-ой категории. Аномалии нету, постараюсь объяснить почему...
Производилось бурение, предположим удельный вес промывочной жидкости составлял 1,3 г/см3 (может и больше, в зависимости от предполагаемого пластового давления), попали в газовый карман (при попадании газа в жидкость под давлением газ при выходе на поверхность начинает очень быстро расширяться и выталкивать с большой скоростью жидкость из скважины, похоже на то, как если бы Вы встряхнули газироку и быстро открыли пробку (называется это явление разгазированием), соответственно в скважине получается меньший объем бурового раствора (снижается уровень), которые создает депрессию на пласт, т.е. пластовое давление превышает статическое, от сюда и начинаются все проблемы) трубы замещаются флюидом, которые имеет удельный вес меньше 1 г/см3. Под газовой шапкой располагается нефть, которая устремляется в трубы и полностью их заполняет. Депрессии на пласт нету, а пластовое давление выше статического, вот и возник неконтролируемый фонтан. На счет того, что это аномалия, могу сказать, что примерно 80-90% всех скважин на новых нефтяных месторождениях работают фонтаном под большим давлением и с огромным дебитом - это факт. Сам бурил скважину в Западной Сибири - 600 кубов в сутки (месторождение отнюдь не новое), диаметр эксплуатационной колонны 140 мм.

[Xey]

Пластовое давление должно бы определяется давлением грунта , а его удельный вес где-нибудь 2.5. Жидкость с у большим удельным весом (это наверно соленый глиняный раствор) имеет удельный вес поменьше. Правда, надо учесть, что он тяжелее морской воды, а ее толщина 1.5 км. Но, все равно маловато. Пузырь мог вырваться. Но ведь газ обычное явление, его надо было ожидать.
Кроме того, по российским нормам проведения подводных буровых работ на дне должен монтироваться затвор с автономным питанием, который должен быть способен перерезать трубу и перекрыть скважину.
Было сообщение , что на скважине не было аналогичного затвора , да это было видно из подводной съемки. Его просто не поставили из экономии, думаю затворов нет на многих скважинах.

[geomath]

Поправьте меня, если что, но я так понимаю, что никакого дополнительно давления сверх гидростатического даже для большого фонтана НЕ НУЖНО. Достаточно одной разности в плотностях нефти и воды. Считайте сами. Пусть нефть имеет плотность 0.85 т/м3, а вода - 1 т/м3, и пусть глубина скважины = 2000 м. Тогда разности этих плотностей достаточно, чтобы дать фонтан нефти высотой

2000х(1/0.85 - 1) > 350 м.

Фонтан высотой 350 метров (!) без всякого аномального давления.