Tehnologia forării puțurilor de gaz. Tehnica și tehnologia forării puțurilor de petrol. Design foraj puț

Forajul este impactul unor utilaje speciale asupra straturilor de sol, în urma căruia se formează o fântână în pământ, prin care vor fi extrase resurse valoroase. Procesul de forare puţuri de petrol se realizează conform directii diferite lucrări care depind de amplasarea solului sau a formațiunii de rocă: poate fi orizontală, verticală sau înclinată.

Ca rezultat al muncii, se formează un gol cilindric în pământ sub forma unui arbore drept sau puț. Diametrul său poate varia în funcție de scop, dar este întotdeauna mai mic decât parametrul de lungime. Începutul puțului este situat pe suprafața solului. Pereții se numesc trunchi, iar fundul puțului se numește fund.

Etape cheie

Dacă pentru puțurile de apă pot fi folosite echipamente medii și ușoare, atunci numai echipamente grele pot fi folosite pentru forarea puțurilor de petrol. Procesul de foraj poate fi efectuat numai cu ajutorul unor echipamente speciale.

Procesul în sine este împărțit în următoarele etape:

• Livrarea echipamentelor la locul unde se va efectua lucrarea.
• Forajul propriu-zis al minei. Procesul include mai multe lucrări, dintre care una este adâncirea puțului, care are loc cu ajutorul spălării regulate și distrugerii ulterioare a rocii.
• Pentru ca sonda să nu fie distrusă și să nu-l înfunde, straturile de rocă sunt întărite. În acest scop, o coloană specială de țevi interconectate este așezată în spațiu. Locul dintre țeavă și rocă este fixat cu mortar de ciment: această lucrare se numește astupare.
• Ultima lucrare este dezvoltarea. Pe acesta se deschide ultimul strat de rocă, se formează o zonă de fund, iar mina este perforată și lichidul este drenat.

Pregatirea locului

Pentru a organiza procesul de forare a unui puț de petrol, va fi necesar să se efectueze și o etapă pregătitoare. În cazul în care amenajarea se realizează în zona forestieră, se impune, pe lângă întocmirea documentației principale, obținerea acordului de lucru în silvicultură. Pregătirea site-ului în sine include următorii pași:

1. Tăierea copacilor din zonă.
2. Împărțirea zonei în părți separate ale pământului.
3. Întocmirea unui plan de lucru.
4. Înființarea unei așezări pentru adăpostirea forței de muncă.
5. Pregătirea terenului pentru stația de foraj.
6. Efectuarea marcajului la locul de muncă.
7. Crearea de fundații pentru instalarea rezervoarelor într-un depozit cu materiale combustibile.
8. Amenajarea depozitelor, livrarea si depanarea echipamentelor.

După aceea, este necesar să începeți pregătirea directă a echipamentelor pentru forarea puțurilor de petrol. Această etapă include următoarele procese:

• Instalarea si testarea echipamentelor.
• Linii de cablare pentru alimentare.
• Instalarea bazelor și elementelor auxiliare pentru turn.
• Instalarea turnului și ridicarea la înălțimea dorită.
• Depanarea tuturor echipamentelor.

Când echipamentul de foraj petrolier este gata de funcționare, este necesar să se obțină o concluzie de la o comisie specială că echipamentul este în stare bună și gata de lucru, iar personalul are cunoștințe suficiente în domeniul regulilor de siguranță în acest tip de producție. . La verificare, se clarifică dacă dispozitivele de iluminat au designul corect (trebuie să aibă o carcasă rezistentă la explozie), dacă iluminatul cu o tensiune de 12V este instalat de-a lungul adâncimii minei. Notele privind calitatea muncii și siguranța trebuie luate în considerare în prealabil.

Înainte de forarea unui puț, este necesar să instalați o gaură, să introduceți țevi pentru a întări axul de foraj, o daltă, un mic echipament special pentru lucrări auxiliare, țevi de tubaj, instrumente pentru măsurarea în timpul forajului, asigurarea alimentării cu apă și rezolvarea altor probleme.

Locul de foraj conține spații de cazare pentru muncitori, dotări tehnice, o clădire de laborator pentru analiza probelor de sol și a rezultatelor obținute, depozite pentru inventariere și scule mici de lucru, precum și asistență medicală și dotări de siguranță.

Caracteristicile forării unui puț de petrol

După instalare, încep procesele de reechipare a sistemului de călătorie: în cursul acestor lucrări, se instalează echipamente și se testează și mijloace mecanice mici. Instalarea catargului deschide procesul de forare în sol; direcția nu trebuie să se abate de la centrul axial al turnului.

După ce se termină centrarea, se creează o sondă pentru direcție: acest proces înseamnă instalarea unei țevi pentru a întări sonda și turnarea părții inițiale cu ciment. După setarea direcției, centrarea dintre turn în sine și axele de rotație este reajustată.

Forarea gropii se efectuează în centrul arborelui și, în acest proces, carcasa este realizată folosind țevi. Când forați o groapă, se folosește un turboforur; pentru a regla viteza de rotație, este necesar să o țineți cu o frânghie, care este fixată pe turn însuși și este ținută fizic de cealaltă parte.

Cu câteva zile înainte de lansarea instalației de foraj, când a trecut etapa pregătitoare, are loc o conferință cu participarea membrilor administrației: tehnologi, geologi, ingineri, foratori. Problemele discutate în cadrul conferinței includ următoarele:

• Schema de apariție a straturilor într-un câmp petrolier: un strat de argilă, un strat de gresie cu purtători de apă, un strat de depozite de petrol.
• Caracteristicile de design ale puțului.
• Compoziția rocii la punctul de cercetare și dezvoltare.
• Luarea în considerare a posibilelor dificultăți și a factorilor de complicare care pot apărea la forarea unui puț de petrol într-un anumit caz.
• Considerarea și analiza hărții standardelor.
• Luarea în considerare a problemelor legate de cablarea fără probleme.

Documente și echipamente: cerințe de bază

Procesul de forare a unei sonde pentru petrol poate începe numai după ce au fost emise o serie de documente. Acestea includ următoarele:

• Permisul de a începe exploatarea locului de foraj.
• Harta standardelor.
• Jurnalul fluidelor de foraj.
• Jurnalul de securitate a muncii.
• Contabilitatea funcționării motoarelor diesel.
• Jurnalul de urmărire.

Înapoi la principal echipament mecanicși consumabile care sunt utilizate în procesul de forare a unui puț, includ următoarele tipuri:

• Echipament de cimentare, mortar de ciment în sine.
• Echipament de siguranta.
• Mecanisme de înregistrare.
• Apa tehnica.
• Reactivi pentru diverse scopuri.
• Apa de baut.
• Conducte pentru carcasa si foraj propriu-zis.
• Pad pentru elicopter.

Tipuri de bine

În procesul de forare a unui puț de petrol, în rocă se formează o mină, care este verificată pentru prezența petrolului sau a gazului prin perforarea găurii, ceea ce stimulează afluxul substanței dorite din zona productivă. După aceea, echipamentul de foraj este demontat, puțul este sigilat cu datele de început și de sfârșit ale forării, apoi resturile sunt îndepărtate, iar piesele metalice sunt reciclate.

La începutul procesului, diametrul trunchiului este de până la 90 cm, iar până la sfârșit rareori ajunge la 16,5 cm. În cursul lucrărilor, construcția unui puț se face în mai multe etape:

1. Adâncirea zilei puțului, pentru care se folosește echipament de foraj: zdrobește roca.
2. Îndepărtarea resturilor din mină.
3. Fixarea portbagajului cu țevi și ciment.
4. Lucrări în cadrul cărora se cercetează defecțiunea obținută, sunt dezvăluite locații productive de ulei.
5. Coborârea adâncimii și cimentarea acesteia.

Fântânile pot varia în adâncime și sunt împărțite în următoarele soiuri:

• Mic (până la 1500 de metri).
• Mediu (până la 4500 de metri).
• Adâncime (până la 6000 de metri).
• Super adâncă (mai mult de 6000 de metri).

Forarea unui puț presupune zdrobirea unei întregi formațiuni de rocă cu o daltă. Părțile rezultate sunt îndepărtate prin spălare cu o soluție specială; adâncimea minei devine mai mare atunci când întreaga zonă de fund este distrusă.

Probleme la forarea petrolului

În timpul forării puțurilor, pot fi întâlnite o serie de probleme tehnice care vor încetini sau vor face munca aproape imposibilă. Acestea includ următoarele evenimente:

• Distrugerea trunchiului, alunecări de teren.
• Plecarea în sol a unui lichid pentru spălare (îndepărtarea unor părți din rocă).
• Condiții de urgență ale echipamentelor sau ale minei.
• Erori de foraj.

Cel mai adesea, prăbușirile pereților apar din cauza faptului că roca are o structură instabilă. Semnele de colaps sunt presiunea crescută, vâscozitatea mai mare a fluidului care este utilizat pentru spălare și un număr crescut de bucăți de rocă care ies la suprafață.

Absorbția fluidelor are loc cel mai adesea dacă formațiunea de bază preia complet soluția în sine. Sistemul său poros sau absorbția mare contribuie la acest fenomen.

În procesul de forare a unui puț, un proiectil care se mișcă în sensul acelor de ceasornic ajunge în gaura de jos și se ridică înapoi. Forarea sondei ajunge la formațiunile de rocă de bază, în care are loc o legătură până la 1,5 metri. Pentru a preveni spălarea puțului, o țeavă este scufundată la început, care servește și ca mijloc de transport a soluției de spălare direct în jgheab.

Instrumentul de găurit, precum și axul, se pot roti la viteze și frecvențe diferite; Această cifră depinde de tipuri stânci se impune perforarea ce diametru al coroanei se va forma. Viteza este controlată de un regulator care reglează nivelul de încărcare a burghiului folosit pentru găurire. În procesul de lucru, se creează presiunea necesară, care se exercită asupra pereților feței și asupra tăietorilor proiectilului însuși.

Design foraj puț

Înainte de a începe procesul de creare a unei sonde de petrol, se întocmește un proiect sub forma unui desen, care indică următoarele aspecte:

• Proprietățile rocilor descoperite (rezistență la distrugere, duritate, gradul de conținut de apă).
• Adâncimea puțului, unghiul de înclinare a acesteia.
• Diametrul arborelui la capăt: acesta este important pentru a determina măsura în care duritatea rocilor îl influențează.
• Metoda de forare a puțurilor.

Proiectarea unei sonde de petrol trebuie să înceapă cu determinarea adâncimii, a diametrului final al minei în sine, precum și a nivelului de foraj și a caracteristicilor de proiectare. Analiza geologică vă permite să rezolvați aceste probleme, indiferent de tipul puțului.

Metode de foraj

Procesul de creare a unui puț pentru producția de petrol poate fi efectuat în mai multe moduri:

• Metoda frânghiei de șoc.
• Lucrați cu ajutorul mecanismelor rotative.
• Forarea unui puț folosind un motor de foraj.
• Foraj cu turbina.
• Forarea unui puț folosind un motor cu șurub.
• Forarea unui puț cu un burghiu electric.

Prima metodă este una dintre cele mai cunoscute și dovedite metode, iar în acest caz arborele este străpuns de lovituri de daltă, care sunt produse la intervale regulate. Impacturile se fac prin influența greutății dalții și a tijei ponderate. Ridicarea utilajului se datorează echilibratorului utilajului de foraj.

Lucrul cu echipamente rotative se bazează pe rotirea mecanismului cu ajutorul unui rotor, care este plasat pe capul sondei prin țevile de foraj, care acționează ca un arbore. Forarea puțurilor mici se realizează prin participarea la procesul motorului fusului. Acționarea rotativă este conectată la un cardan și un troliu: un astfel de dispozitiv vă permite să controlați viteza cu care se rotesc arborii.

Găurirea turbinei se realizează prin transmiterea cuplului către șir de la motor. Aceeași metodă vă permite să transferați energia hidraulice. Cu această metodă, funcționează doar un canal de alimentare cu energie la nivelul fundului găurii.

Un turbodrill este un mecanism special care convertește energia hidraulică din presiunea soluției în energie mecanică, care asigură rotația.

Procesul de forare a unui puț de petrol constă în coborârea și ridicarea firului în mină, precum și în menținerea lui în aer. O coloană este o structură prefabricată realizată din țevi care sunt conectate între ele prin intermediul unor încuietori speciale. Sarcina principală este de a transfera diferite tipuri de energie către bit. Astfel, se efectuează o mișcare care duce la adâncirea și dezvoltarea fântânii.

Proiectare sonde pentru petrol si gaze sunt dezvoltate și rafinate în conformitate cu condițiile geologice specifice de foraj într-o zonă dată. Acesta trebuie să asigure îndeplinirea sarcinii, i.e. realizarea adâncimii de proiectare, deschiderea zăcământului de petrol și gaze și efectuarea întregului set de studii și lucrări în sondă, inclusiv utilizarea acestuia în sistemul de dezvoltare a terenului.

Proiectarea unei sonde depinde de complexitatea secțiunii geologice, metoda de foraj, scopul sondei, metoda de deschidere a orizontului productiv și alți factori.

Datele inițiale pentru proiectarea sondei includ următoarele informații:

scopul și adâncimea puțului;

orizontul de proiectare și caracteristicile rocii rezervor;

secțiunea geologică la locația sondei cu alocarea zonelor de posibile complicații și indicarea presiunilor de rezervor și a presiunii de fracturare hidraulică pe intervale;

diametrul șirului de producție sau diametrul final al puțului, dacă nu este prevăzută rularea șirului de producție.

Comanda de proiectare proiectare de puțuri pentru petrol și gaze Următorul.

Selectat design găurii de jos . Proiectarea sondei în intervalul rezervorului ar trebui să asigure cele mai bune conditiițițeiul și gazele curg în puț și utilizarea cea mai eficientă a energiei de rezervor a zăcământului de petrol și gaze.

Cel necesar numărul de șiruri de carcasă și adâncimea de coborâre a acestora. În acest scop, este reprezentat grafic modificarea coeficientului de anomalie a presiunilor din rezervor k și indicele presiunii de absorbție kabl.

Alegerea este fundamentată diametrul șirului de producție și diametrele șirurilor de carcasă și biților sunt coordonate. Diametrele sunt calculate de jos în sus.

Se selectează intervalele de cimentare. De la sabotul tubului până la capul sondei se cimentează: conductoare în toate puțurile; șiruri intermediare și de producție în sonde de explorare, prospectare, parametrice, de referință și de gaze; coloane intermediare in puțuri de petrol adâncime peste 3000 m; într-o secțiune cu o lungime de cel puțin 500 m de la sabotul coloanei intermediare în puțuri de petrol până la 3004) m adâncime (cu condiția ca toate rocile permeabile și instabile să fie acoperite cu șlam de ciment).

Intervalul pentru cimentarea șirurilor de producție în puțurile de petrol poate fi limitat la secțiunea de la sabot până la secțiunea situată la cel puțin 100 m deasupra capătului inferior al șirului intermediar anterior.

Toate șirurile de tubaj din puțurile construite în zone de apă sunt cimentate pe toată lungimea.

Etapele proiectării unui program hidraulic pentru spălarea unui puț cu fluide de foraj.

Programul hidraulic este înțeles ca un set de parametri reglabili ai procesului de spălare a puțului. Gama de parametri reglabili este după cum urmează: indicatori ai proprietăților fluidului de foraj, debitul pompelor de foraj, diametrul și numărul de duze ale biților de foraj.

La elaborarea unui program hidraulic, se presupune:

Eliminarea evidenței fluidelor din formarea și pierderea noroiului de foraj;

Pentru a preveni eroziunea pereților puțului și dispersarea mecanică a decupațiilor transportate pentru a exclude producția de fluid de foraj;

Asigurați îndepărtarea rocii forate din spațiul inelar al puțului;

Creați condiții pentru utilizarea maximă a efectului de jet;

Utilizați rațional puterea hidraulică a unității de pompare;

Exclude urgente in timpul opririlor, circulatiei si pornirii pompelor de foraj.

Cerințele enumerate pentru programul hidraulic sunt satisfăcute sub condiția formalizării și soluționării unei probleme de optimizare multifactorială. Schemele binecunoscute pentru proiectarea procesului de spălare a puțurilor de foraj se bazează pe calculele rezistenței hidraulice din sistem în funcție de debitul pompei dat și indicatorii proprietăților fluidelor de foraj.

Calcule hidraulice similare sunt efectuate conform următoarei scheme. În primul rând, pe baza recomandărilor empirice, se stabilește viteza fluidului de foraj în inel și se calculează debitul necesar al pompelor de noroi. În funcție de caracteristicile pașaportului pompelor de noroi, este selectat diametrul bucșelor care poate asigura debitul necesar. Apoi, conform formulelor adecvate, se determină pierderile hidraulice în sistem fără a ține cont de pierderile de presiune din bit. Zona duzei biților de jet este selectată pe baza diferenței dintre presiunea maximă de descărcare a pașaportului (corespunzător bucșelor selectate) și pierderea de presiune calculată datorită rezistenței hidraulice.

Principii pentru alegerea unei metode de foraj: principalele criterii de selecție, ținând cont de adâncimea sondei, temperatura din sondă, complexitatea forajului, profilul de proiectare și alți factori.

Alegerea unei metode de foraj, dezvoltarea unor metode mai eficiente de distrugere a rocilor la fundul unui puț și rezolvarea multor probleme legate de construcția unui puț sunt imposibile fără studierea proprietăților rocilor în sine, a condițiilor de apariţia lor şi influenţa acestor condiţii asupra proprietăţilor rocilor.

Alegerea metodei de foraj depinde de structura rezervorului, de proprietățile acestuia, de compoziția lichidelor și/sau a gazelor conținute în acesta, de numărul de straturi intermediare productive și de coeficienții de anomalie a presiunii de formare.

Alegerea metodei de foraj se bazează pe o evaluare comparativă a eficacității acesteia, care este determinată de mulți factori, fiecare dintre care, în funcție de cerințele geologice și metodologice (GMT), de scop și de condițiile de foraj, poate avea crucial.

Alegerea metodei de forare a sondei este influențată și de scopul propus al operațiunilor de foraj.

Atunci când alegeți o metodă de foraj, trebuie să vă ghidați după scopul puțului, caracteristicile hidrogeologice ale acviferului și adâncimea acestuia și cantitatea de muncă pentru dezvoltarea rezervorului.

Combinație de parametri BHA.

Atunci când alegeți o metodă de foraj, pe lângă factorii tehnici și economici, trebuie avut în vedere că, în comparație cu BHA, BHA-urile rotative bazate pe un motor de foraj sunt mult mai avansate din punct de vedere tehnologic și mai fiabile în funcționare, mai stabile pe traiectorie de proiectare.

Dependența forței de deviere de bit de curbura găurii pentru un BHA stabilizator cu două centralizatoare.

Atunci când alegeți o metodă de foraj, pe lângă factorii tehnici și economici, trebuie avut în vedere faptul că, în comparație cu un BHA bazat pe un motor de foraj, BHA-urile rotative sunt mult mai avansate din punct de vedere tehnologic și mai fiabile în funcționare, mai stabile pe design. traiectorie.

Pentru a fundamenta alegerea metodei de foraj în zăcămintele post-sare și a confirma concluzia de mai sus cu privire la metoda rațională de foraj, au fost analizați indicatorii tehnici ai forajului cu turbine și rotative a puțurilor.

În cazul alegerii unei metode de foraj cu motoare hidraulice de fund, după calcularea greutății axiale pe bură, este necesar să se selecteze tipul de motor de fund. Această alegere se face ținând cont de cuplul specific la rotația burghiei, sarcina axială pe burghiu și densitatea noroiului. Caracteristicile tehnice ale motorului de foraj selectat sunt luate în considerare la proiectarea bitului RPM și a programului de curățare a puțului hidraulic.

Intrebare despre alegerea metodei de foraj ar trebui decis pe baza unui studiu de fezabilitate. Principalul indicator pentru alegerea unei metode de foraj este rentabilitatea - costul de 1 m de penetrare. [ 1 ]

Înainte de a trece la alegerea metodei de foraj pentru adâncirea găurii folosind agenți gazoși, trebuie avut în vedere că proprietățile lor fizice și mecanice introduc anumite limitări, deoarece unele tipuri de agenți gazoși nu sunt aplicabili pentru o serie de metode de foraj. Pe fig. 46 prezintă posibile combinații de diferite tipuri de agenți gazoși cu tehnici moderne de foraj. După cum se poate observa din diagramă, cele mai versatile în ceea ce privește utilizarea agenților gazoși sunt metodele de găurire cu un rotor și un burghiu electric, cu atât mai puțin universală este metoda turbinei, care este utilizată numai atunci când se utilizează lichide aerate. [ 2 ]

Raportul putere-greutate al PBU are un efect mai mic asupra alegerea metodelor de forajși varietățile acestora decât raportul putere-greutate al unei instalații de foraj pe uscat, deoarece, pe lângă echipamentul de foraj în sine, MODU este echipat cu echipamente auxiliare necesare funcționării și reținerii sale la punctul de foraj. În practică, echipamentele de foraj și cele auxiliare funcționează alternativ. Raportul minim necesar putere/greutate al MODU este determinat de energia consumată de echipamentul auxiliar, care este mai mult decât necesar pentru antrenamentul de foraj. [ 3 ]

A opta, secțiunea proiect tehnic dedicat alegerea metodei de foraj, dimensiuni standard ale motoarelor de foraj și lungimi de foraj, dezvoltarea modurilor de foraj. [ 4 ]

Cu alte cuvinte, alegerea unuia sau altuia profil de sondă determină în mare măsură alegerea metodei de foraj5 ]

Transportabilitatea MODU nu depinde de consumul de metal și raportul putere-greutate al echipamentului și nu afectează alegerea metodei de foraj, deoarece este remorcat fără a demonta echipamentul. [ 6 ]

Cu alte cuvinte, alegerea unuia sau altui tip de profil de sondă determină în mare măsură alegerea metodei de foraj, tip de burghie, program hidraulic de foraj, parametrii modului de foraj si invers. [ 7 ]

Parametrii de rulare ai bazei plutitoare ar trebui să fie determinați prin calcul deja în etapele inițiale ale proiectării carenei, deoarece intervalul de operare al valurilor mării depinde de aceasta, în care este posibilă funcționarea normală și sigură, precum și alegerea metodei de foraj, sisteme și dispozitive pentru a reduce impactul pitching-ului asupra fluxului de lucru. Reducerea ruliului poate fi realizată prin selectarea rațională a dimensiunilor carenei, aranjarea lor reciprocă și utilizarea mijloacelor antiruliu pasive și active. [ 8 ]

Cea mai comună metodă de explorare și exploatare a apelor subterane rămâne forarea puțurilor și puțurilor. Alegerea metodei de foraj determinați: gradul de cunoaștere hidrogeologică a zonei, scopul lucrării, fiabilitatea necesară a informațiilor geologice și hidrogeologice obținute, indicatorii tehnici și economici ai metodei de foraj luate în considerare, costul a 1 m3 de apă produsă, viața fântânii. Alegerea tehnologiei de forare a puțurilor este influențată de temperatura apelor subterane, de gradul de mineralizare a acestora și de agresivitatea în raport cu betonul (cimentul) și fierul. [ 9 ]

La forarea puțurilor ultra adânci, prevenirea curburii sondei este foarte importantă datorită consecințelor negative ale curburii puțului atunci când acesta este adâncit. Prin urmare, când alegerea metodelor de forare a puţurilor ultraadânci, și în special intervalele lor superioare, trebuie să se acorde atenție menținerii verticalității și dreptății sondei. [ 10 ]

Problema alegerii unei metode de foraj ar trebui decisă pe baza unui studiu de fezabilitate. Indicatorul principal pentru alegerea metodei de foraj este rentabilitatea - costul de 1 m de penetrare. [ 11 ]

Astfel, viteza de foraj rotativ cu spălare cu noroi depășește viteza de foraj cu percuție de 3-5 ori. Prin urmare, factorul decisiv în alegerea metodei de foraj ar trebui să fie analiză economică. [12 ]

Eficiența tehnică și economică a proiectului de construcție a petrolului și puţuri de gaze depinde în mare măsură de validitatea procesului de adâncire și spălare. Proiectarea tehnologiei acestor procese include alegerea metodei de foraj, tipul sculei de spargere a rocii și moduri de foraj, proiectarea garniturii de foraj și amenajarea sa inferioară, programul de adâncire hidraulică și indicatorii proprietăților fluidului de foraj, tipurile de fluide de foraj și cantitățile necesare reactivi chimici și materiale pentru a-și menține proprietățile. Adoptarea deciziilor de proiectare determină alegerea tipului de instalație de foraj, care, în plus, depinde de proiectarea șirurilor de tubaj și de condițiile geografice de foraj. [ 13 ]

Aplicarea rezultatelor rezolvării problemei creează o oportunitate largă de a efectua o analiză profundă și extinsă a dezvoltării biților într-un număr mare de obiecte cu o mare varietate de condiții de foraj. Totodată, se pot pregăti și recomandări pentru alegerea metodelor de foraj, motoare de fund, pompe de foraj și fluid de foraj. [ 14 ]

În practica construirii puțurilor pentru apă s-au răspândit următoarele metode de foraj: rotativ cu spălare directă, rotativ cu spălare inversă, rotativ cu purjare cu aer și frânghie de șoc. Condiții de aplicare diferite căi forajul sunt determinate de caracteristicile tehnice și tehnologice reale ale instalațiilor de foraj, precum și de calitatea lucrărilor de construcție a puțurilor. Trebuie remarcat faptul că la alegerea metodei de forare a sondei pe apă, este necesar să se țină seama nu numai de viteza de forare a puțurilor și de fabricabilitatea metodei, ci și de furnizarea unor astfel de parametri ai deschiderii acviferului, în care se observă deformarea rocilor în zona fundului găurii. într-un grad minim şi permeabilitatea acesteia nu scade în comparaţie cu cea de formare. [ 1 ]

Este mult mai dificil să alegeți o metodă de foraj pentru adâncirea unui sondă verticală. Dacă se poate aștepta o gaură verticală la găurirea unui interval selectat pe baza practicii de găurire cu fluide de foraj, atunci, de regulă, se folosesc ciocane pneumatice cu tipul adecvat de burghie. Dacă nu se observă nicio curbură, atunci alegerea metodei de foraj se realizează după cum urmează. Pentru roci moi (șisturi moi, gips, cretă, anhidrite, sare și calcare moi), este indicat să folosiți foraj electric cu burghie cu viteze de până la 325 rpm. Pe măsură ce duritatea rocilor crește, metodele de foraj sunt dispuse în următoarea succesiune: motor de deplasare, foraj rotativ și foraj rotativ cu percuție. [ 2 ]

Din punctul de vedere al creșterii vitezei și al reducerii costului construcției puțurilor cu PDR, este interesantă metoda de foraj cu hidrotransport de miez. Această metodă, cu excluderea limitărilor de mai sus ale aplicării sale, poate fi utilizată în explorarea placerilor cu PBU la etapele de prospectare și prospectare și evaluare ale explorării geologice. Costul echipamentului de foraj, indiferent de metodele de foraj, nu depășește 10% din costul total al PBU. Prin urmare, o modificare a costului doar al echipamentelor de foraj nu are un impact semnificativ asupra costului de fabricație și întreținere a MODU și asupra alegerea metodei de foraj. O creștere a costului unei instalații de foraj este justificată doar dacă îmbunătățește condițiile de lucru, mărește siguranța și viteza de foraj, reduce numărul de timpi de nefuncționare din cauza condițiilor meteorologice și prelungește sezonul de foraj. [ 3 ]

Selectarea tipului de bit și a modului de foraj: criterii de selecție, metode de obținere a informațiilor și prelucrare a acesteia pentru a stabili moduri optime, controlul valorii parametrilor .

Alegerea bitului se face pe baza cunoasterii rocilor (g/p) care alcatuiesc acest interval, i.e. dupa categoria de duritate si dupa categoria de abrazivitate g/p.

În procesul de forare a unui puț de explorare și uneori de producție, rocile sunt selectate periodic sub formă de stâlpi (miezuri) intacți pentru alcătuirea unei secțiuni stratigrafice, studierea caracteristicilor litologice ale rocilor trecute, identificarea conținutului de petrol și gaze din porii rocilor etc.

Pentru a extrage miezul la suprafață, se folosesc bucăți de miez (Fig. 2.7). Un astfel de burghiu constă dintr-un cap de foraj 1 și un set de miez atașat de corpul capului de foraj cu un filet.

Orez. 2.7. Schema dispozitivului de carotaj: 1 - cap de foraj; 2 - miez; 3 - purtător de sol; 4 - corpul setului de miez; 5 - robinet cu bilă

În funcție de proprietățile rocii în care se efectuează forarea cu prelevare de probe, se folosesc capete de foraj con, diamant și carbură.

Modul de foraj - o combinație de astfel de parametri care afectează în mod semnificativ performanța bitului, pe care perforatorul o poate schimba de la consola sa.

Pd [kN] – greutatea pe bit, n [rpm] – frecvența de rotație a biților, Q [l/s] – debitul (debit) al ind. bine, H [m] - penetrare pe bit, Vm [m / h] - mech. rata de penetrare, Vav=H/tB – medie,

Vm(t)=dh/dtB – instantaneu, Vr [m/h] – viteza de foraj traseu, Vr=H/(tB + tSPO + tB), C [rub/m] – costuri de operare pe 1m de penetrare, C= ( Cd+Sch(tB + tSPO + tB))/H, Cd – costul bitului; Cch - costul 1 oră de lucru exercițiu. rev.

Etape de găsire a modului optim - în faza de proiectare - optimizarea operațională a modului de foraj - ajustarea modului de proiectare, ținând cont de informațiile obținute în timpul procesului de foraj.

În procesul de proiectare, folosim inf. obţinute prin forarea puţurilor. in acest

regiune, în analog. cond., date despre goelog. secțiuni puțuri., recomandări ale producătorului de foraj. instr., caracteristicile de lucru ale motoarelor de fund.

2 moduri de a selecta un pic în partea de jos: grafic și analitic.

Frezele din capul de foraj sunt montate astfel încât roca din centrul fundului puțului să nu se prăbușească în timpul forajului. Acest lucru creează condiții pentru formarea miezului 2. Există capete de foraj cu patru, șase și alte opt conuri concepute pentru forarea cu carotare în diferite roci. Amplasarea elementelor de tăiere a rocii în capete de foraj cu diamant și aliaje dure face posibilă, de asemenea, distrugerea rocii numai de-a lungul periferiei găurii de jos.

Când puțul este adâncit, coloana de rocă rezultată intră în setul de miez, care constă dintr-un corp 4 și un butoi de miez (purtător de sol) 3. Corpul setului de miez servește la conectarea capului de foraj la garnitura de foraj, așezați purtător de sol și să-l protejeze de deteriorarea mecanică, precum și să treacă fluidul de spălare între el și purtătorul de sol. Gruntonoska este proiectat pentru a primi miezul, a-l salva în timpul forării și la ridicarea la suprafață. Pentru a îndeplini aceste funcții, în partea inferioară a suportului de sol sunt instalate întrerupătoare de miez și suporturi de miez, iar în partea de sus - o supapă cu bilă 5, care trece prin el însuși lichidul deplasat din suportul de sol atunci când este umplut cu un miez.

Conform metodei de instalare a suportului de sol în corpul setului de miez și în capul de foraj, există carote cu un suport de pământ detașabil și nedemontabil.

Butoaiele de miez cu o dragă detașabilă vă permit să ridicați draga cu un miez fără a ridica șirul de foraj. Pentru a face acest lucru, un dispozitiv de prindere este coborât în ​​șirul de foraj pe o frânghie, cu ajutorul căruia un suport de pământ este îndepărtat din setul de miez și ridicat la suprafață. Apoi, folosind același dispozitiv de prindere, un suport de sol gol este coborât și instalat în corpul setului de carote, iar forarea cu carotare continuă.

Miezele cu un suport de sol detașabil sunt utilizate în forajul cu turbină, iar cu unul fix - în forajul rotativ.

Diagrama principală a testării unui orizont productiv folosind un tester de formare pe conducte.

Testerele de formare sunt utilizate pe scară largă în foraj și permit obținerea celei mai mari cantități de informații despre obiectul testat. Un tester modern de formare domestică constă din următoarele unități principale: un filtru, un packer, un tester în sine cu supape de egalizare și admisie principală, o supapă de închidere și o supapă de circulație.

Schema schematică a cimentării într-o etapă. Modificarea presiunii în pompele de cimentare implicate în acest proces.

Metoda într-o singură etapă de cimentare a puțurilor este cea mai comună. Cu această metodă, suspensia de ciment este furnizată la un interval dat la un moment dat.

Etapa finală a operațiunilor de foraj este însoțită de un proces care presupune cimentarea puțurilor. Viabilitatea întregii structuri depinde de cât de bine sunt realizate aceste lucrări. Scopul principal urmărit în procesul de realizare a acestei proceduri este înlocuirea fluidului de foraj cu ciment, care are o altă denumire - șlam de ciment. Cimentarea puțurilor presupune introducerea unei compoziții care trebuie să se întărească, transformându-se în piatră. Până în prezent, există mai multe modalități de a desfășura procesul de cimentare a puțurilor, cea mai frecvent utilizată dintre ele având o vechime de peste 100 de ani. Aceasta este o cimentare a carcasei într-o singură etapă, introdusă în lume în 1905 și folosită astăzi cu doar câteva modificări.

Schema de cimentare cu un dop.

procesul de cimentare

Tehnologia de cimentare a puțurilor implică 5 tipuri principale de lucru: primul este amestecarea nămolului de ciment, al doilea este pomparea compoziției în puț, al treilea este introducerea amestecului în inel prin metoda selectată, al patrulea este întărirea amestecului de ciment, a cincea este verificarea calitatii muncii prestate.

Înainte de a începe lucrul, trebuie elaborată o schemă de cimentare, care se bazează pe calcule tehnice ale procesului. Va fi important să se țină cont de condițiile miniere și geologice; lungimea intervalului care necesită întărire; caracteristicile proiectării sondei, precum și starea acestuia. Experiența efectuării unor astfel de lucrări într-o anumită zonă ar trebui, de asemenea, utilizată în procesul de efectuare a calculelor.

Figura 1—Schema unui proces de cimentare într-o singură etapă.

Pe fig. 1 puteți vedea imaginea schemelor procesului de cimentare într-o singură etapă. „I” - începerea alimentării amestecului în butoi. "II" este alimentarea amestecului injectat în puț, atunci când fluidul se mișcă în jos prin carcasă, "III" este începutul compoziției de blocare în inel, "IV" este etapa finală a amestecului este forțat. În schema 1 - un manometru, care este responsabil pentru controlul nivelului de presiune; 2 – cap de cimentare; 3 - dop situat deasupra; 4 - dop inferior; 5 – sfoară de carcasă; 6 - pereții forajului; 7 - inel de oprire; 8 - lichid destinat împingerii amestecului de ciment; 9 – fluid de foraj; 10 - amestec de ciment.

Schema schematică a cimentării în două etape cu discontinuitate în timp. Avantaje și dezavantaje.

Cimentarea in trepte cu discontinuitate in timp.Intervalul de cimentare este impartit in doua parti, iar in ok la interfata se instaleaza un manson special de cimentare. În afara coloanei, deasupra cuplajului și sub acesta, sunt amplasate lumini de centrare. Mai întâi cimentați partea inferioară a coloanei. Pentru a face acest lucru, 1 porțiune de CR este pompată în coloană în volumul necesar pentru a umple compresorul de la sabotul coloanei la manșonul de cimentare, apoi fluidul de deplasare. Pentru cimentarea primei etape, volumul fluidului de deplasare trebuie să fie egal cu volumul intern al firului. După ce au descărcat pzh, aruncă o minge în coloană. Sub gravitație, mingea coboară pe sfoară și se așează pe manșonul inferior al manșonului de cimentare. Apoi RV este pompat din nou în coloană: presiunea din acesta crește deasupra dopului, bucșa se mișcă în jos până la oprire, iar RV prin găurile deschise trece dincolo de coloană. Prin aceste orificii se spală puțul până când mortarul de ciment se întărește (de la câteva ore până la o zi). După aceea, sunt pompate 2 porții de CR, eliberând dopul superior și soluția este înlocuită cu 2 porții de PG. Dop, ajuns la manșon, este întărit cu ajutorul știfturilor din corpul manșonului de cimentare, îl deplasează în jos; în același timp, manșonul închide deschiderile cuplajului și separă cavitatea coloanei de cutia de viteze. După întărire, dopul este găurit. Locul de instalare a cuplajului se alege in functie de motivele care au determinat recurgerea la mortare de cimentare. În puțurile de gaze, manșonul de cimentare este instalat la 200-250 m deasupra vârfului orizontului productiv. Dacă există riscul de absorbție în timpul cimentării puțului, se calculează locația manșonului astfel încât suma presiunilor hidrodinamice și presiunea statică a coloanei de soluție din inel să fie mai mică decât presiunea de fracturare a formațiunii slabe. Manșonul de ciment trebuie întotdeauna plasat împotriva formațiunilor impermeabile stabile și centrat cu felinare. Se aplică: a) dacă absorbția soluției este inevitabilă în timpul cimentării într-o singură etapă; b) dacă se deschide o formațiune cu presiune înaltă și în timpul perioadei de priză a soluției după cimentarea într-o singură etapă, pot apărea curgeri încrucișate și spectacole de gaze; c) dacă cimentarea într-o singură etapă necesită participarea simultană la funcționarea unui număr mare de pompe de ciment și mașini de amestecare. Defecte: un decalaj mare în timp între sfârșitul cimentării secțiunii inferioare și începutul cimentării celei superioare. Acest neajuns poate fi eliminat în mare măsură prin instalarea unui packer extern pe ok, sub manșonul cimentat. Dacă, după cimentarea etapei inferioare, spațiul inelar al puțului este sigilat cu un packer, atunci puteți începe imediat cimentarea secțiunii superioare.

Principii de calcul al șirului de tubaj pentru rezistența la tracțiune axială pentru puțuri verticale. Specificitatea calculului coloanelor pentru godeuri înclinate și deviate.

Calcul carcaseiîncepe cu determinarea presiunilor externe în exces. [ 1 ]

Calculul șirurilor de carcasă sunt efectuate în timpul proiectării pentru a selecta grosimile pereților și grupele de rezistență ale materialului țevii de carcasă, precum și pentru a verifica conformitatea factorilor standard de siguranță prevăzuți în proiect cu cei așteptați, ținând cont de caracteristicile geologice, tehnologice predominante. , condițiile pieței de producție. [ 2 ]

Calculul șirurilor de carcasă cu un filet trapezoidal pentru tensiune se efectuează pe baza sarcinii admisibile. Când coborâți șirurile de carcasă în secțiuni, lungimea secțiunii este luată ca lungime a șirului. [ 3 ]

Calcul carcasei include determinarea factorilor care afectează deteriorarea carcasei și selectarea celor mai potrivite clase de oțel pentru fiecare operațiune specifică din punct de vedere al fiabilității și al economiei. Proiectarea șirului de tubaj trebuie să îndeplinească cerințele pentru șir în timpul finalizării și funcționării puțului. [ 4 ]

Calculul șirurilor de carcasă pentru sondele direcționale diferă de cea adoptată pentru sondele verticale prin alegerea rezistenței la tracțiune în funcție de intensitatea curburii sondei de sondă, precum și prin determinarea presiunilor externe și interne, în care poziția punctelor caracteristice unui înclinat. fântâna este determinată de proiecția sa verticală.

Calculul șirurilor de carcasă produse în funcție de valorile maxime ale presiunilor externe și interne în exces, precum și ale sarcinilor axiale (în timpul forajului, testării, exploatării, reparației puțurilor), ținând cont de acțiunea lor separată și comună.

Diferența principală calculul șirului de carcasă pentru sondele direcționale din calculul pentru sondele verticale este de a determina rezistența la tracțiune, care se produce în funcție de intensitatea curburii sondei de sondă, precum și de calculul presiunilor externe și interne, ținând cont de alungirea sondei de sondă.

Selectarea carcasei și calculul șirului de carcasă pentru rezistență se efectuează ținând cont de presiunile exterioare și interne maxime așteptate atunci când soluția este complet înlocuită cu fluidul de formare, precum și sarcinile axiale pe conducte și agresivitatea fluidului în etapele construcției și exploatării puțului pe baza structurilor existente.

Sarcinile principale în calculul șirului pentru rezistență sunt sarcinile de întindere axiale din propria greutate, precum și suprapresiunea externă și internă în timpul cimentării și funcționării puțului. În plus, alte sarcini acționează asupra stâlpului:

· sarcini dinamice axiale în perioada de mișcare instabilă a stâlpului;

· sarcinile axiale datorate fortelor de frecare a sforii fata de peretii sondei in timpul coborarii acesteia;

· sarcini de compresiune din partea propriei greutăți la descărcarea coloanei în fund;

· sarcini de încovoiere apărute în puțurile deviate.

Calculul șirului de producție pentru o sondă de petrol

Convenții adoptate în formulele:

Distanța de la capul puțului până la pantof cu snur, m L

Distanța de la capul sondei la șlam de ciment, m h

Distanța de la capul sondei la nivelul lichidului din coloană, m N

Densitatea lichidului de sertizare, lichid de răcire g/cm 3 r

Densitatea fluidului de foraj în spatele șirului, g/cm 3 r BR

Densitatea lichidului din coloana r B

Densitatea suspensiei de ciment în spatele coloanei r CR

Presiune internă excesivă la adâncimea z, MPa R WIz

Presiune exterioară excesivă la adâncimea z P NIz

Presiune externă critică excesivă, la care tensiunea

Presiunea din corpul conductei atinge limita de curgere Р КР

Presiunea rezervorului la adâncimea z R PL

Presiunea de sertizare

Greutatea totală a coloanei secțiunilor selectate, N (MN) Q

Factorul de descărcare a inelului de ciment k

Factorul de siguranță la calcularea suprapresiunii externe n KR

Factorul de rezistență la tracțiune n STR

Figura 69—Schema cimentării puțurilor

La h > H Determinăm excesul de presiune externă (în stadiul de finalizare a funcționării) pentru următoarele puncte caracteristice.

1: z = 0; Р n.i.z = 0,01ρ b.r. * z; (86)

2: z = H; P n. și z = 0,01ρ b. p*H, (MPa); (87)

3: z = h; P n.i z \u003d (0,01 [ρ b.p h - ρ în (h - H)]), (MPa); (88)

4: z = L; R n.i z \u003d (0,01 [(ρ c.r - ρ c) L - (ρ c. r - ρ b. r) h + ρ în H)] (1 - k), (MPa). (89)

Construirea unei diagrame ABCD(Figura 70). Pentru a face acest lucru, în direcția orizontală în scara acceptată, punem deoparte valorile ρ n. și z la puncte 1 -4 (vezi diagrama) și conectați aceste puncte în serie între ele prin segmente de linie dreaptă

Figura 70. Diagrame de exterior și intern

excesul de presiune

Determinăm excesul de presiune interioară din condiția de testare a carcasei pentru etanșeitate într-o singură etapă fără un packer.

Presiunea capului de sondă: P y \u003d P pl - 0,01 ρ v L (MPa). (90)

Principalii factori care afectează calitatea cimentării puțurilor și natura influenței acestora.

Calitatea separării formaţiunilor permeabile prin cimentare depinde de următoarele grupe de factori: a) compoziţia amestecului de astupare; b) compoziția și proprietățile șlamului de ciment; c) metoda de cimentare; d) completitatea înlocuirii fluidului de deplasare cu suspensie de ciment în spațiul inelar al puțului; e) rezistenţa şi etanşeitatea aderenţei pietrei de ciment la şirul de tubaj şi pereţii puţului; f) utilizarea unor mijloace suplimentare pentru prevenirea apariției filtrării și a formării canalelor de sufuzie în suspensia de ciment în perioada de îngroșare și priză; g) mod de repaus puţ în perioada de îngroşare şi priză a suspensiei de ciment.

Principii pentru calcularea cantităților necesare de materiale de cimentare, mașini de amestecare și unități de cimentare pentru prepararea și injectarea suspensiei de cimentare în șirul de carcasă. Schema de fixare a echipamentelor de cimentare.

Este necesar să se calculeze cimentarea pentru următoarele condiții:

- coeficient de rezerva la inaltimea cresterii suspensiei de ciment, introdus pentru a compensa factorii care nu pot fi luati in considerare (determinat statistic in functie de datele de cimentare ale sondelor anterioare); și - respectiv, diametrul mediu al puțului și diametrul exterior al șirului de producție, m; - lungimea secțiunii de cimentare, m; - diametrul mediu interior al șirului de producție, m; - înălțimea (lungimea) sticla de ciment rămasă în coloană, m; , ținând cont de compresibilitatea acesteia, - = 1,03; - - coeficient ținând cont de pierderea cimentului în timpul operațiunilor de încărcare și descărcare și de preparare a soluției; - - - densitatea cimentului nămol, kg/m3 - densitatea nămolului de foraj, kg/m3; n - conținutul relativ de apă; - densitatea apei, kg/m3; - densitatea în vrac a cimentului, kg/m3;

Volumul de suspensie de ciment necesar pentru cimentarea unui interval dat de puțuri (m3): Vc.p.=0,785*kp*[(2-dn2)*lc+d02*hc]

Volumul fluidului de deplasare: Vpr=0,785* - *d2*(Lc-);

Volum lichid tampon: Vb=0,785*(2-dn2)*lb;

Masa cimentului Portland pentru sondele petroliere: Мц= - **Vцр/(1+n);

Volumul de apă pentru prepararea nămolului de ciment, m3: Vw = Mts*n/(kts*pv);

Înainte de cimentare, materialul uscat de ciment este încărcat în buncărele mașinilor de amestecare, al căror număr necesar este: nc = Mts/Vcm, unde Vcm este volumul buncărului de amestecare.

Metode de echipare a secțiunii inferioare a puțului în zona formațiunii productive. Condițiile în care fiecare dintre aceste metode poate fi utilizată.

1. Se forează un depozit productiv fără a se bloca rocile de deasupra cu un șir special de tubaj, apoi șnurul de tubulare este coborât la fund și cimentat. Pentru a comunica cavitatea internă a carcasei cu un depozit productiv, aceasta este perforată, adică. în coloană se forează un număr mare de găuri. Metoda are următoarele avantaje: ușor de implementat; permite comunicarea selectivă a puțului cu orice strat intermediar al unui depozit productiv; costul forajului în sine poate fi mai mic decât în ​​cazul altor metode de intrare.

2. Anterior se coboară șirul de tubaj și se cimentează până la vârful depozitului productiv, izolând rocile de deasupra. Rezervorul productiv este apoi forat cu biți de diametru mai mic, iar sondele de sub sabotul tubului este lăsată deschisă. Metoda este aplicabilă numai dacă depozitul productiv este compus din roci stabile și este saturat cu un singur lichid; nu permite exploatarea selectivă a niciunui strat intermediar.

3. Se deosebește de precedentul prin aceea că sonda din depozitul productiv este acoperită cu un filtru, care este suspendat în șirul de tubaj; spațiul dintre ecran și șnur este adesea sigilat cu un ambalator. Metoda are aceleași avantaje și limitări ca și cea anterioară. Spre deosebire de precedenta, poate fi luata in cazurile in care un depozit productiv este compus din roci care nu sunt suficient de stabile in timpul functionarii.

4. Puțul este acoperit cu un șir de țevi până la acoperișul depozitului productiv, apoi acesta din urmă este forat și acoperit cu o căptușeală. Căptușeala este cimentată pe toată lungimea sa și apoi perforată la un interval prestabilit. Cu această metodă, contaminarea semnificativă a rezervorului poate fi evitată prin alegerea fluidului de spălare doar ținând cont de situația din rezervor în sine. Permite exploatarea selectivă a diferitelor straturi intermediare și vă permite să dezvoltați rapid și rentabil un puț.

5. Diferă de prima metodă numai prin aceea că, după forarea depozitului productiv, un șir de tubaj este coborât în ​​puț, a cărui secțiune inferioară este anterior alcătuită din țevi cu găuri fante și prin faptul că este cimentată numai deasupra acoperişul depozitului productiv. Secțiunea perforată a coloanei este plasată pe depozitul productiv. Cu această metodă, este imposibil să se asigure exploatarea selectivă a unuia sau altuia strat intermediar.

Factori luați în considerare la alegerea unui material de cimentare pentru cimentarea unui anumit interval de puțuri.

Alegerea materialelor de chituire pentru cimentarea șirurilor de carcasă este determinată de caracteristicile litofaciesului secțiunii, iar principalii factori care determină compoziția șlamului de chituire sunt temperatura, presiunea rezervorului, presiunea de fracturare hidraulică, prezența depozitelor de sare, tipul de chituire. fluid etc. caz general pasta de chituire este formata din ciment de chituire, mediu de amestecare, reactivi-acceleratori si retardatori ai timpului de priza, reactivi-reducatori ai indicelui de filtrare si aditivi speciali. Cimentul pentru puțuri de petrol este selectat după cum urmează: în funcție de intervalul de temperatură, în funcție de intervalul de măsurare a densității nămolului de ciment, în funcție de tipurile de fluid și de depuneri în intervalul de cimentare, se specifică marca cimenturilor. Mediul de amestecare se alege în funcție de prezența depozitelor de sare în secțiunea puțului sau de gradul de salinitate a apei de formare. Pentru a preveni îngroșarea prematură a nămolului de ciment și udarea orizonturilor productive, este necesar să se reducă rata de filtrare a nămolului de ciment. NTF, gipan, CMC, PVA-TR sunt utilizați ca reductori ai acestui indicator. Argila, soda caustică, clorura de calciu și cromații sunt folosite pentru a crește stabilitatea termică a aditivilor chimici, pentru a structura sistemele de dispersie și pentru a elimina efectele secundare la utilizarea anumitor reactivi.

Selectarea unui set de miez pentru obținerea unui miez de înaltă calitate.

Instrument de primire a miezului - un instrument care asigură recepția, separarea de masivul g/p și conservarea miezului în timpul procesului de foraj și în timpul transportului prin puț. până la extragerea lui pe pov-Th pentru cercetare. Varietăți: - P1 - pentru găurire rotativă cu un receptor de miez detașabil (recuperabil prin BT), - P2 - receptor de miez nedemontabil, - T1 - pentru găurire cu turbină cu un receptor de miez detașabil, - T2 - cu receptor de miez nedemontabil. Tipuri: - pentru eșantionarea miezului dintr-o serie de g / s dens (tuoi cu miez dublu cu un receptor de miez, izolat de canalele pancreatice și care se rotește cu corpul proiectilului), - pentru carotare în g / c fracturat, mototolit sau alternând în densitate și duritate (receptor de miez nerotativ, suspendat pe unul sau mai mulți rulmenți și extractoare de miez și suporturi de miez de încredere), - pentru prelevarea miezului în vrac g / n, ușor razr. și spălare. PZH (ar trebui să asigure etanșarea completă a miezului și blocarea găurii de primire a miezului la sfârșitul forării)

Caracteristici de proiectare și aplicații ale țevilor de foraj.

Țevile de foraj conducătoare servesc la transferul rotației de la rotor la garnitura de foraj. Țevile de foraj sunt de obicei pătrate sau hexagonale. Sunt realizate în două versiuni: prefabricate și solide. Țevile de foraj cu capetele răsturnate vin cu supărări în interior și în exterior. Țevile de foraj cu capete de legătură sudate sunt realizate în două tipuri: TBPV - cu capetele de legătură sudate de-a lungul părții răsturnate și TBP - cu capete de legătură sudate de-a lungul părții nedenivelate.la capetele conductei, filet cilindric cu pas de 4 mm, racord de tracțiune a țevii cu încuietoarea, cuplare strânsă cu încuietoarea. Țevile de foraj cu guler de stabilizare diferă de țevile standard prin prezența secțiunilor netede ale țevii direct în spatele niplului înșurubat și a gulerului încuietorului și a benzilor de etanșare stabilizatoare pe încuietori, filet trapezoidal conic (1:32) cu pas de 5,08 mm cu împerechere de-a lungul diametrului interior……….

Principii de calcul al garniturii de foraj la forarea cu un motor de foraj .

Calculul BC la forarea unui SP a unei secțiuni înclinate drepte a unei sonde direcționale

Qprod=Qcosα; Qnorm=Qsinα; Ftr=μQн=μQsinα;(μ~0,3);

Pprod=Qprod+Ftr=Q(sinα+μsinα)

LI>=Lsp+Lbt+Lnc+lI1+…+l1n

Calculul BC la forarea unei secțiuni curbe 3D a unei sonde direcționale.

II

Pi=FIItr+QIIproject QIIproject=|goR(sinαk-sinαn)|

Pi=μ|±2goR2(sinαk-sinαn)-goR2sinαkΔα±PnΔα|+|goR2(sinαk-sinαn)|

Δα=-- Dacă>, atunci cos “+”

„-Pn” – când curbura este setată „+Pn” – când curbura este resetată

se considera ca pe sectiunea BC este formata dintr-o sectiune =πα/180=0,1745α

Principii de calcul a garniturii de foraj în forajul rotativ.

Calcul static, atunci când tensiunile ciclice alternante nu sunt luate în considerare, dar se iau în considerare tensiunile constante de încovoiere și torsiune

Pentru suficientă forță sau rezistență

Calcul static pentru puțuri verticale:

;

Kz=1,4 - la norme. conv. Kz=1,45 - cu complicatii. conv.

pentru pante

;

;

modul de forare. Metoda de optimizare a acestuia

Modul de foraj - o combinație de astfel de parametri care afectează semnificativ performanța burghiului și pe care găuritorul le poate schimba de pe consola sa.

Pd [kN] – greutatea pe bit, n [rpm] – frecvența de rotație a biților, Q [l/s] – debitul (debit) al ind. bine, H [m] - penetrare pe bit, Vm [m / h] - mech. rata de penetrare, Vav=H/tB – medie, Vm(t)=dh/dtB – instantanee, Vr [m/h] – viteza de forare a liniei, Vr=H/(tB + tSPO + tB), C [frecare/m ] – costuri de operare pe 1m de penetrare, C=(Cd+Sch(tB + tSPO + tB))/H, Cd – costul bitului; Cch - costul 1 oră de lucru exercițiu. rev. Optimizarea modului de foraj: maxVp – recon. bine, minC – exp. bine..

(Pd, n, Q)opt=minC, maxVr

C=f1(Pd, n, Q); Vp=f2(Pd, n, Q)

Etape de căutare a modului optim - în faza de proiectare - optimizarea operațională a modului de foraj - ajustarea modului de proiectare ținând cont de informațiile obținute în timpul procesului de foraj

În procesul de proiectare, folosim inf. obţinute prin forarea puţurilor. în această regiune, în analog. cond., date despre goelog. secțiuni puțuri., recomandări ale producătorului de foraj. instr., caracteristicile de lucru ale motoarelor de fund.

2 moduri de a alege bucățile superioare la fundul găurii:

- grafic tgα=dh/dt=Vm(t)=h(t)/(topt+tsp+tv) - analitic

Clasificarea metodelor de stimulare a fluxului în timpul dezvoltării puțului.

Dezvoltarea înseamnă un ansamblu de lucrări care să provoace afluxul de fluid din formațiunea productivă, să curețe zona din apropierea sondei de găurire de poluare și să asigure condiții pentru obținerea celei mai mari productivități posibile a sondei.

Pentru a obține un aflux din orizontul productiv este necesară reducerea presiunii din puț semnificativ sub presiunea de formare. Există diferite modalități de reducere a presiunii, bazate fie pe înlocuirea fluidului greu de foraj cu unul mai ușor, fie pe o scădere treptată sau bruscă a nivelului lichidului din șirul de producție. Pentru a induce fluxul dintr-un rezervor compus din roci slab stabile, se folosesc metode de reducere treptată a presiunii sau cu o amplitudine mică a fluctuațiilor de presiune pentru a preveni distrugerea rezervorului. Dacă formațiunea productivă este compusă dintr-o rocă foarte puternică, atunci de multe ori efectul cel mai mare este obținut cu o creare ascuțită de depresiuni mari. Atunci când alegeți o metodă de inducere a fluxului, amploarea și natura creării tragerii, este necesar să se ia în considerare stabilitatea și structura rocii rezervor, compoziția și proprietățile fluidelor care o saturează, gradul de contaminare în timpul deschiderii, prezența orizonturilor permeabile situate în apropiere deasupra și dedesubt, rezistența șirului de tubaj și starea căptușelii puțului. Cu o creare foarte ascuțită a unei trageri mari, este posibilă o încălcare a rezistenței și etanșeității căptușelii și, cu o creștere pe termen scurt, dar puternică a presiunii în puț, absorbția fluidului în formațiunea productivă.

Înlocuirea unui fluid greu cu unul mai ușor. Coarda tubulară este coborâtă aproape până la fund dacă formațiunea productivă este compusă din rocă bine stabilă, sau aproximativ până la perforațiile superioare dacă roca nu este suficient de stabilă. Lichidul este de obicei înlocuit prin metoda de circulație inversă: un lichid este pompat în spațiul inelar de o pompă mobilă cu piston, a cărei densitate este mai mică decât densitatea lichidului de spălare din șirul de producție. Pe măsură ce fluidul mai ușor umple inelul și deplasează fluidul mai greu din tub, presiunea din pompă crește. Atinge maximul în momentul în care lichidul ușor se apropie de pantoful tubing. p wmt =(p pr -r cool)qz nkt +p nkt +p mt, unde p pr și p exp sunt densitățile lichidelor grele și ușoare, kg/m; z tubing - adâncimea de coborâre a șirului de tubing, m; p nkt și p mt - pierderi hidraulice în șirul de tuburi și în inel, Pa. Această presiune nu trebuie să depășească presiunea de testare a presiunii carcasei de producție p< p оп.

Dacă roca este slab stabilă, valoarea scăderii densității pentru un ciclu de circulație se reduce și mai mult, uneori la p -p = 150-200 kg/m3. Atunci când planificați lucrările pentru apelarea fluxului, trebuie să luați în considerare acest lucru și să pregătiți în avans recipiente cu o aprovizionare cu lichide de densități adecvate, precum și echipamente de control al densității.

La pomparea unui lichid mai ușor, starea sondei este monitorizată în funcție de citirile manometrului și raportul dintre debitele lichidelor injectate în inel și care curg din tubulatura. Dacă debitul fluidului de ieșire crește, acesta este un semn că fluxul de intrare din rezervor a început. În cazul unei creșteri rapide a debitului la ieșirea tubulaturii și al unei scăderi a presiunii în spațiul inelar, fluxul de ieșire este direcționat printr-o linie cu un șoc.

Dacă înlocuirea fluidului greu de foraj cu apă curată sau ulei mort nu este suficientă pentru a obține un debit constant din rezervor, se recurge la alte metode de creștere a absorbției sau de stimulare.

Când rezervorul este compus din rocă slab stabilă, este posibilă o reducere suplimentară a presiunii prin înlocuirea apei sau uleiului cu un amestec gaz-lichid. Pentru a face acest lucru, o pompă cu piston și un compresor mobil sunt conectate la inelul puțului. După spălarea puțului cu apă curată, debitul pompei este reglat astfel încât presiunea în ea să fie semnificativ mai mică decât cea permisă pentru compresor, iar debitul descendent să fie la nivelul de aproximativ 0,8-1 m/s, iar compresorul este pornit. Debitul de aer injectat de compresor este amestecat în aerator cu debitul de apă furnizat de pompă, iar în inel intră un amestec gaz-lichid; presiunea din compresor și pompă va începe apoi să crească și să atingă un maxim în momentul în care amestecul se apropie de sabotul tubulaturii. Pe măsură ce amestecul gaz-lichid se deplasează de-a lungul șirului de tuburi și apa necarbonatată este deplasată, presiunea din compresor și pompă va scădea. Gradul de aerare și reducerea presiunii statice în puț este crescut în pași mici după finalizarea unuia sau a două cicluri de circulație, astfel încât presiunea din spațiul inelar de la gură să nu depășească valoarea admisă pentru compresor.

Un dezavantaj semnificativ al acestei metode este necesitatea de a menține debite suficient de mari de aer și apă. Este posibil să se reducă semnificativ consumul de aer și apă și să se asigure o scădere eficientă a presiunii în puț atunci când se utilizează spumă bifazică în locul unui amestec apă-aer. Astfel de spume sunt preparate pe baza de apă mineralizată, aer și un surfactant spumant adecvat.

Reducerea presiunii în puț cu un compresor. Pentru a induce fluxul din formațiunile compuse din roci puternice, stabile, este utilizată pe scară largă metoda compresorului de reducere a nivelului lichidului din puț. Esența uneia dintre varietățile acestei metode este următoarea. Un compresor mobil pompează aer în spațiul inelar în așa fel încât să împingă nivelul lichidului în acesta cât mai mult posibil, să aerisească lichidul din tub și să creeze o depresiune necesară pentru a obține fluxul din rezervor. Dacă nivelul static al lichidului din puț înainte de începerea operației este la gură, adâncimea la care nivelul din inelar poate fi împins înapoi atunci când este injectat aer.

Dacă tubulatura z cn > z, atunci aerul injectat de compresor se va sparge în tubulatura și va începe să aerisească lichidul din ele de îndată ce nivelul din spațiul inelar scade până la sabotul tubulaturii.

Dacă z cn > z tubing, atunci în prealabil, la coborârea tubulaturii în puțuri, în ele sunt instalate supape speciale de pornire. Supapa de pornire superioară este instalată la o adâncime de z "start = z" sn - 20m. Cand aerul este injectat de compresor, supapa de pornire se va deschide in momentul in care presiunile in tubulatura si in spatiul inelar la adancimea instalarii acestuia sunt egale; în acest caz, aerul va începe să iasă prin supapă din tub și să aerisească lichidul, iar presiunea în spațiul inelar și în tub va scădea. Dacă, după ce presiunea din puț este redusă, fluxul de intrare din formațiune nu începe și aproape tot lichidul din tubulatura de deasupra supapei este deplasat de aer, supapa se va închide, presiunea din inel va crește din nou și nivelul lichidului va scădea la următoarea supapă. Adâncimea z"" a instalării următoarei supape poate fi găsită din ecuație dacă punem în ea z \u003d z "" + 20 și z st \u003d z" sn.

Dacă înainte de începerea operațiunii nivelul static al lichidului din puț este situat semnificativ sub capul sondei, atunci când aerul este injectat în spațiul inelar și nivelul lichidului este împins înapoi la o adâncime de z cn, presiunea asupra crește formarea productivă, ceea ce poate provoca absorbția unei părți din lichid în acesta. Este posibil să se prevină absorbția fluidului în formațiune dacă un packer este instalat la capătul inferior al șirului de tuburi și o supapă specială este instalată în interiorul șirului de tuburi și folosind aceste dispozitive pentru a separa zona de formare productivă de restul fântână. În acest caz, atunci când aerul este injectat în spațiul inelar, presiunea asupra formațiunii va rămâne neschimbată până când presiunea din șirul de tuburi de deasupra supapei scade sub presiunea formației. De îndată ce retragerea este suficientă pentru fluxul de fluid de formare, supapa se va ridica și fluidul de formare va începe să se ridice de-a lungul tubului.

După ce a primit afluxul de petrol sau gaze, puțul trebuie să funcționeze o perioadă de timp cu cel mai mare debit posibil, astfel încât fluidul de foraj și filtratul acestuia care au pătruns acolo, precum și alte particule de nămol, să poată fi îndepărtate din apropiere. zona sondei; în același timp, debitul este reglat astfel încât să nu înceapă distrugerea rezervorului. Periodic, se prelevează probe din fluidul care curge din puț pentru a studia compoziția și proprietățile acestuia și pentru a controla conținutul de particule solide din acesta. Prin reducerea conținutului de particule solide, se apreciază cursul curățării zonei apropiate de tulpină de poluare.

Dacă, în ciuda creării unei reduceri mari, debitul puțului este scăzut, atunci recurgeți de obicei la diferite metode de stimulare a rezervorului.

Clasificarea metodelor de stimulare a fluxului în procesul de dezvoltare a sondei.

Pe baza analizei factorilor controlați, este posibil să se construiască o clasificare a metodelor de stimulare artificială atât pe rezervor în ansamblu, cât și pe zona fundhole a fiecărui puț specific. Conform principiului de acțiune, toate metodele de influență artificială sunt împărțite în următoarele grupuri:

1. Hidro-gaz dinamic.

2. Fizice și chimice.

3. Termic.

4. Combinat.

Dintre metodele de stimulare artificială a formațiunii, cele mai răspândite sunt metodele hidro-gaz-dinamice asociate cu controlul mărimii presiunii din rezervor prin pomparea diferitelor fluide în rezervor. Astăzi, peste 90% din petrolul produs în Rusia este asociat cu metode de control al presiunii din rezervor prin pomparea apei în rezervor, numite metode de inundare de menținere a presiunii din rezervor (RPM). Într-un număr de câmpuri, menținerea presiunii se realizează prin injecție de gaz.

Analiza dezvoltării câmpului arată că dacă presiunea rezervorului este scăzută, bucla de alimentare este suficient îndepărtată din puțuri sau regimul de drenaj nu este activ, ratele de recuperare a petrolului pot fi destul de scăzute; factorul de recuperare a uleiului este de asemenea scăzut. În toate aceste cazuri, este necesară utilizarea unuia sau a altuia sistem PPD.

Astfel, principalele probleme ale managementului procesului de dezvoltare a rezervelor prin stimularea artificială a lacului de acumulare sunt asociate cu studiul inundării apei.

Metodele de impact artificial asupra zonelor de fund ale unei puțuri au o gamă semnificativ mai largă de posibilități. Impactul asupra zonei de fund se efectuează deja în etapa deschiderii inițiale a orizontului productiv în timpul construcției puțului, ceea ce, de regulă, duce la o deteriorare a proprietăților zonei de fund. Cele mai răspândite sunt metodele de influențare a zonei de fund în timpul funcționării sondei, care, la rândul lor, sunt împărțite în metode de intensificare a fluxului sau injectivității și metode de limitare sau izolare a fluxului de apă (lucrări de reparații și izolare - RIR).

Clasificarea metodelor de influențare a zonei de fund în scopul intensificării fluxului sau injectivității este prezentată în fila. unu, și pentru a limita sau izola afluxurile de apă - în fila. 2. Este destul de evident că tabelele de mai sus, fiind destul de complete, conțin doar cele mai testate în practică metode de impact artificial asupra CCD. Ele nu exclud, ci dimpotrivă sugerează necesitatea unor completări atât în ​​ceea ce privește metodele de expunere, cât și materialele utilizate.

Înainte de a trece la luarea în considerare a metodelor de gestionare a dezvoltării rezervelor, observăm că obiectul de studiu este un sistem complex format dintr-un zăcământ (zonă saturată de petrol și zonă de reîncărcare) cu proprietățile sale de rezervor și fluide saturante și un anumit număr de puţuri amplasate sistematic pe zăcământ. Acest sistem este unificat hidrodinamic, ceea ce implică faptul că orice modificare a oricăruia dintre elementele sale conduce automat la o modificare corespunzătoare în funcționarea întregului sistem, adică. acest sistem se auto-ajustează.

Descrieți mijloacele tehnice de obținere informatii operationaleîn procesul de foraj.

Suport informațional pentru procesul de forare a puțurilor de petrol și gaze este cea mai importantă verigă în procesul de construcție a sondei, în special atunci când se pune în dezvoltare și dezvoltarea de noi zăcăminte de petrol și gaze.

Cerințele pentru suportul informațional pentru construcția sondelor de petrol și gaze în această situație sunt transferul tehnologiilor informaționale în categoria informațional-suport și informațional-influent, în care suportul informațional, alături de obținerea cantității de informații necesare, ar da un efect suplimentar economic, tehnologic sau de altă natură. Aceste tehnologii includ următoarele lucrări complexe:

control la sol parametrii tehnologiciși selectarea celor mai optime moduri de foraj (de exemplu, selectarea greutăților optime pe burghie, oferind viteza mare pătrunderi);

măsurători și înregistrare în foraj în timpul forajului (sisteme MWD și LWD);

măsurarea și colectarea informațiilor, însoțite de controlul simultan al procesului tehnologic de foraj (controlul traiectoriei unei sonde orizontale cu ajutorul orientatoarelor de foraj controlate conform sistemelor de telemetrie de foraj).

În suportul informaţional al procesului de construcţie a sondei, un rol deosebit de important îl joacă cercetare geologică și tehnologică (GTI). Sarcina principală a serviciului de exploatare a noroiului este studierea structurii geologice a secțiunii sondei, identificarea și evaluarea straturilor productive și îmbunătățirea calității construcției sondei pe baza informațiilor geologice, geochimice, geofizice și tehnologice obținute în timpul procesului de foraj. Informațiile operaționale primite de serviciul GTI sunt de mare importanță la forarea sondelor exploratorii în regiuni puțin studiate cu condiții miniere și geologice dificile, precum și la forarea puțurilor direcționale și orizontale.

Cu toate acestea, datorită noilor cerințe de suport informațional al procesului de foraj, sarcinile rezolvate de serviciul de tăiere a noroiului pot fi extinse semnificativ. Personalul operator de înaltă calificare al partidului GTI, care lucrează la instalația de foraj, pe tot parcursul ciclului de construcție a sondei, în prezența hardware-ului și instrumentelor metodologice și software adecvate, este capabil să rezolve practic o gamă completă de sarcini pentru sprijinul informațional al procesului de foraj:

cercetare geologică, geochimică și tehnologică;

întreținere și operare cu sisteme de telemetrie (sisteme MWD și LWD);

întreținerea sistemelor autonome de măsurare și înregistrare pe conducte;

controlul parametrilor noroiului de foraj;

controlul calității carcasei puțurilor;

studii ale fluidului de rezervor în timpul testării și testării puțurilor;

înregistrare prin cablu;

servicii de supraveghere etc.

Într-un număr de cazuri, combinarea acestor lucrări în partidele de cercetare geologică este mai profitabilă din punct de vedere economic și permite economisirea costurilor neproductive pentru întreținerea părților geofizice specializate, concentrate îngust și minimizarea costurilor de transport.

Cu toate acestea, în prezent, nu există mijloace tehnice și software-metodologice care să permită combinarea lucrărilor enumerate într-un singur lanț tehnologic la stația GTI.

Prin urmare, a devenit necesară dezvoltarea unei stații GTI mai avansate de o nouă generație, care va extinde funcționalitatea stației GTI. Luați în considerare principalele domenii de lucru în acest caz.

Cerințe de bază pentru statie moderna GTI este fiabilitatea, versatilitatea, modularitatea și informativitatea.

Structura stației prezentată în fig. 1. Este construit pe principiul sistemelor de colectare la distanță distribuite, care sunt interconectate folosind o interfață serială standard. Principalele sisteme de colectare din aval sunt concentratoare concepute pentru a decupla interfața serială și a conecta componentele individuale ale stației prin intermediul acestora: un modul de înregistrare a gazelor, un modul de instrumente geologice, senzori digitali sau analogici și afișaje de informații. Prin aceleași hub-uri, alte module și sisteme autonome sunt conectate la sistemul de colectare (la computerul de înregistrare al operatorului) - un modul de control al calității carcasei puțului (bloc colector), module la sol pentru sistemele de telemetrie de fund, sistemele de înregistrare a datelor geofizice ale tip Hector sau Vulcan, etc.

Orez. 1. Simplificat schema structurala stații GTI

Hub-urile trebuie să asigure simultan izolarea galvanică a circuitelor de comunicație și de alimentare. În funcție de sarcinile atribuite stației GTI, numărul de concentratoare poate fi diferit - de la mai multe unități la câteva zeci de piese. Software stația GTI oferă compatibilitate deplină și lucru bine coordonat într-un singur mediu software pentru toți mijloace tehnice.

Senzori variabili de proces

Senzorii parametrilor tehnologici utilizați în stațiile GTI sunt una dintre cele mai importante componente ale stației. Eficiența serviciului GTI în rezolvarea problemelor de monitorizare și Managementul operational procesul de foraj. Cu toate acestea, din cauza condițiilor dure de funcționare (gamă largă de temperatură de la -50 la +50 ºС, mediu agresiv, vibrații puternice etc.), senzorii rămân veriga cea mai slabă și mai nesigură din mijloacele tehnice de înregistrare a gazelor.

Majoritatea senzorilor utilizați în loturile de producție de GTI au fost dezvoltați la începutul anilor 90 folosind elementele de bază ale elementelor interne și elementele primare de măsurare ale producției interne. Mai mult, din cauza lipsei de alegere, au fost utilizate convertoare primare accesibile publicului, care nu au îndeplinit întotdeauna cerințele stricte de lucru într-o instalație de foraj. Aceasta explică fiabilitatea insuficient de ridicată a senzorilor utilizați.

Principiile senzorilor de măsurare și soluțiile lor de proiectare sunt alese în raport cu instalațiile de foraj autohtone de stil vechi și, prin urmare, este dificil să le instalați pe instalațiile de foraj moderne și cu atât mai mult pe instalațiile de foraj fabricate în străinătate.

Din cele de mai sus rezultă că dezvoltarea unei noi generații de senzori este extrem de relevantă și oportună.

La dezvoltarea senzorilor GTI, una dintre cerințe este adaptarea acestora la toate instalațiile de foraj existente pe piața rusă.

Disponibilitatea unei game largi de senzori de înaltă precizie și microprocesoare de dimensiuni mici extrem de integrate permite dezvoltarea unor senzori programabili de înaltă precizie, cu o funcționalitate deosebită. Senzorii au o tensiune de alimentare unipolară și ieșiri atât digitale, cât și analogice. Calibrarea și reglarea senzorilor se efectuează programatic de la un computer de la stație, se oferă posibilitatea compensării software-ului pentru erorile de temperatură și liniarizarea caracteristicilor senzorului. Partea digitală a plăcii electronice pentru toate tipurile de senzori este de același tip și diferă doar în setarea programului intern, ceea ce o face unificată și interschimbabilă în timpul lucrărilor de reparații. Aspect senzori este prezentat în fig. 2.

Orez. 2. Senzori ai parametrilor tehnologici

Cârlig celula de sarcină are o serie de caracteristici (Fig. 3). Principiul de funcționare al senzorului se bazează pe măsurarea forței de întindere a liniei de foraj la capătul „mort” folosind un senzor de forță cu tensiometru. Senzorul are un procesor încorporat și memorie non-volatilă. Toate informațiile sunt înregistrate și stocate în această memorie. Cantitatea de memorie vă permite să salvați o cantitate lunară de informații. Senzorul poate fi echipat cu o sursă de alimentare autonomă, care asigură funcționarea senzorului atunci când sursa externă de alimentare este deconectată.

Orez. 3. Senzor greutate cârlig

Tabloul informativ al forătorului este conceput pentru a afișa și vizualiza informațiile primite de la senzori. Aspectul tabloului de bord este prezentat în fig. 4.

Pe panoul frontal al consolei mașinii de găurit există șase scale liniare cu indicație digitală suplimentară pentru afișarea parametrilor: cuplul pe rotor, presiunea SF la intrare, densitatea SF la intrare, nivelul SF în rezervor, debitul SF la intrare. , SF flux la ieșire. Parametrii de greutate pe cârlig, WOB sunt afișați pe două cântare circulare cu duplicare suplimentară în formă digitală, prin analogie cu GIV. În partea inferioară a plăcii există o scară liniară pentru afișarea vitezei de foraj, trei indicatori digitali pentru afișarea parametrilor - adâncimea găurii, poziția deasupra găurii, conținutul de gaz. Indicatorul alfanumeric este conceput pentru a afișa mesaje text și avertismente.

Orez. 4. Aspectul panoului informativ

Modul geochimic

Modulul geochimic al stației include un cromatograf de gaze, un analizor de conținut total de gaze, o linie gaz-aer și un degazator de fluid de foraj.

Cea mai importantă parte a modulului geochimic este gaz-cromatograful. Pentru identificarea clară și inconfundabilă a intervalelor productive în procesul de deschidere a acestora, este nevoie de un instrument foarte fiabil, precis și foarte sensibil, care vă permite să determinați concentrația și compoziția gazelor de hidrocarburi saturate în intervalul de la 110 -5 la 100. %. În acest scop, pentru a completa stația GTI, a cromatograf gazos „Rubin”(Fig. 5) (vezi articolul din acest număr al NTV).

Orez. 5. Cromatograf de câmp „Rubin”

Sensibilitatea modulului geochimic al stației de tăiere a noroiului poate fi crescută și prin creșterea coeficientului de degazare a fluidului de foraj.

Pentru a izola gazul de fund dizolvat în fluidul de foraj, două tipuri de degazoare(Fig. 6):

degazoare cu plutire cu acțiune pasivă;

degazificatoare active cu separare forțată a fluxului.

Degazoare cu plutitor sunt simple și fiabile în funcționare, cu toate acestea, oferă un coeficient de degazare de cel mult 1-2%. Degazificatoare cu concasare cu flux fortat pot oferi un factor de degazare de până la 80-90%, dar sunt mai puțin fiabile și necesită monitorizare constantă.

Orez. 6. Degazoare de noroi

a) degazator pasiv cu plutitor; b) degazant activ

Analiza continuă a conținutului total de gaz se realizează folosind senzor de gaz total la distanță. Avantajul acestui senzor față de analizoarele de gaz total tradiționale amplasate în stație constă în eficiența informațiilor primite, deoarece senzorul este plasat direct la instalația de foraj și se elimină timpul de întârziere pentru transportul gazului de la instalația de foraj la stație. În plus, să completeze stațiile dezvoltate senzori de gaz pentru a măsura concentraţiile componentelor nehidrocarburice ale amestecului de gaze analizat: hidrogen H 2 , monoxid de carbon CO, hidrogen sulfurat H 2 S (Fig. 7).

Orez. 7. Senzori pentru măsurarea conținutului de gaz

Modul geologic

Modulul geologic al stației prevede studiul tăierilor de foraj, miezului și fluidului de rezervor în procesul de forare a unui puț, înregistrarea și prelucrarea datelor obținute.

Studiile efectuate de operatorii stației GTI fac posibilă rezolvarea următoarelor principalele sarcini geologice:

împărțirea litologică a secțiunii;

selecția colecționarilor;

evaluarea naturii saturației rezervorului.

Pentru soluționarea promptă și de înaltă calitate a acestor probleme, s-a stabilit cea mai optimă listă de instrumente și echipamente și, pe baza acesteia, a fost elaborat un complex de instrumente geologice (Fig. 8).

Orez. 8. Echipamente şi instrumente ale modulului geologic al staţiei

Microprocesor carbonatometru KM-1A concepute pentru determinarea compoziției minerale a rocilor în secțiuni carbonatice prin tăieturi și miez. Acest dispozitiv vă permite să determinați procentul de calcit, dolomit și reziduu insolubil din proba de rocă studiată. Dispozitivul are un microprocesor încorporat care calculează procentul de calcit și dolomit, ale căror valori sunt afișate pe un afișaj digital sau pe ecranul monitorului. A fost dezvoltată o modificare a contorului de carbonat, care face posibilă determinarea conținutului de mineral siderit din rocă (densitate 3,94 g/cm 3 ), care afectează densitatea rocilor carbonatice și a cimentului rocilor terigene, care poate afecta semnificativ reduce valorile porozitatii.

Contor de densitate a nămolului ПШ-1 este conceput pentru măsurarea expresă a densității și evaluarea porozității totale a rocilor folosind tăieturi și miez. Principiul de măsurare al aparatului este hidrometric, bazat pe cântărirea probei studiate de nămol în aer și în apă. Folosind densimetrul PSh-1, este posibil să se măsoare densitatea rocilor cu o densitate de 1,1-3 g/cm³ .

Instalare PP-3 este conceput pentru a identifica rocile rezervor și pentru a studia proprietățile rezervorului de roci. Acest dispozitiv vă permite să determinați vrac, densitatea mineralogică și porozitatea totală. Principiul de măsurare al dispozitivului este termogravimetric, bazat pe măsurarea de înaltă precizie a greutății probei de rocă studiată, saturată anterior cu apă, și monitorizarea continuă a modificării greutății acestei probe pe măsură ce umiditatea se evaporă la încălzire. În momentul evaporării umidității, se poate judeca valoarea permeabilității rocii studiate.

Unitate de distilare lichidă UDZH-2 destinate pentru evaluarea naturii saturației rezervoarelor de rocă prin tăieturi și miez, proprietăți de filtrare și densitate și, de asemenea, vă permite să determinați saturația reziduală a uleiului și a apei prin tăieturi de miez și foraj direct la locul de foraj, datorită utilizării unei noi abordări în sistem de răcire cu distilat. Centrala foloseste un sistem de racire cu condens bazat pe un element termoelectric Peltier in locul schimbatoarelor de caldura cu apa folosite in astfel de dispozitive. Acest lucru reduce pierderile de condens prin asigurarea unei răciri controlate. Principiul de funcționare al instalației se bazează pe deplasarea fluidelor din rezervor din porii probelor de rocă din cauza presiunii excesive care apare în timpul încălzirii controlate termostatic de la 90 la 200 ºС ( 3 ºС), condensarea vaporilor într-un schimbător de căldură și separarea a condensului format în timpul procesului de distilare, prin densitate în ulei și apă.

Instalație de desorbție termică și piroliză permite determinarea prezenței hidrocarburilor libere și sorbite prin eșantioane mici de roci (nămol, piese de miez), precum și evaluarea prezenței și gradului de transformare a materiei organice, iar pe baza interpretării datelor obținute, să identifice intervale de rezervoare, capace de producere a depozitelor în secțiuni de sondă, precum și pentru a evalua saturația colectorului natural.

spectrometru IR creat pentru determinarea prezenței și cuantificarea prezenței hidrocarburilor în roca studiată (condens gazos, petrol ușor, petrol greu, bitum etc.) în vederea aprecierii naturii saturației rezervorului.

Luminoscop LU-1M cu un iluminator UV la distanță și un dispozitiv fotografic este conceput pentru a studia tăieturile de foraj și probele de carote sub lumină ultravioletă pentru a determina prezența substanțelor bituminoase în rocă, precum și pentru a le cuantifica. Principiul de măsurare al dispozitivului se bazează pe proprietatea bitumoizilor, atunci când sunt iradiați cu raze ultraviolete, de a emite o strălucire „rece”, a cărei intensitate și culoare permit determinarea vizuală a prezenței, compoziției calitative și cantitative a bitumoidului în roca studiată. pentru a evalua natura saturației rezervorului. Aparatul pentru fotografiarea extractelor este destinat documentării rezultatelor analizei luminiscente și ajută la eliminarea factorului subiectiv la evaluarea rezultatelor analizei. Un iluminator de la distanță permite o inspecție preliminară a unui miez de dimensiuni mari la instalația de foraj pentru a detecta prezența bitumoizilor.

Uscător de nămol OSH-1 concepute pentru uscarea rapidă a probelor de nămol sub influența fluxului de căldură. Dezumidificatorul are un cronometru reglabil încorporat și mai multe moduri de reglare a intensității și temperaturii fluxului de aer.

Capacitățile tehnice și informaționale ale stației GTI descrise îndeplinesc cerințele moderne și permit implementarea de noi tehnologii de suport informațional pentru construcția sondelor de petrol și gaze.

Caracteristicile miniere și geologice ale secțiunii, care afectează apariția, prevenirea și eliminarea complicațiilor.

Complicațiile în procesul de foraj apar din următoarele motive: condiții miniere și geologice complexe; slabă conștientizare a acestora; viteză redusă de foraj, de exemplu, datorită timpului lung de oprire, soluțiilor tehnologice slabe încorporate în proiectarea tehnică pentru construcția sondei.

Când forarea este complicată, este mai probabil să apară accidente.

Caracteristicile miniere și geologice trebuie cunoscute pentru a întocmi corect un proiect de construcție a unui puț, pentru a preveni și a face față complicațiilor în timpul implementării proiectului.

Presiunea rezervorului (Рpl) - presiunea fluidului în roci cu porozitate deschisă. Acesta este numele rocilor în care golurile comunică între ele. În acest caz, fluidul de formare poate curge conform legilor hidromecanicii. Aceste roci includ roci tip plug, gresie, rezervoare de orizonturi productive.

Presiunea porilor (Ppor) - presiunea în goluri închise, adică presiunea fluidului în spațiul porilor în care porii nu comunică între ei. Astfel de proprietăți sunt posedate de argile, roci de sare, capace colectoare.

Presiunea de suprasarcină (Pg) este presiunea hidrostatică (geostatică) la adâncimea considerată din straturile GP supraiacente.

Nivelul static al fluidului rezervorului din puț, determinat de egalitatea presiunii acestei coloane cu presiunea rezervorului. Nivelul poate fi sub suprafața pământului (fântâna va absorbi), coincide cu suprafața (există echilibru) sau poate fi deasupra suprafeței (fântâna țâșnește) Рpl=rgz.

Nivelul dinamic al lichidului din puț este setat deasupra nivelului static atunci când se adaugă la puț și sub acesta - la extragerea lichidului, de exemplu, la pomparea cu o pompă submersibilă.

Depresie P=Pskv-Rpl<0 – давление в скважине меньше пластового. Наличие депрессии – необходимое условие для притока пластового флюида.

Represiune Р=Рskv-Рpl>0 – presiunea din puț nu este mai mare decât presiunea de formare. Are loc absorbția.

Coeficientul de anomalie a presiunii rezervorului Ka=Рpl/rwgzpl (1), unde zpl este adâncimea vârfului rezervorului luat în considerare, rv este densitatea apei, g este accelerația de cădere liberă. Ka<1=>ANPD; Ka>1 => AVPD.

Pierderea sau presiunea de fracturare hidraulică Рp - presiune la care au loc pierderi ale tuturor fazelor de foraj sau fluid de cimentare. Valoarea lui Pp se determină empiric în funcţie de observaţiile din timpul procesului de foraj, sau cu ajutorul unor studii speciale în puţ. Datele obținute sunt folosite la forarea altor sonde similare.

Graficul de presiune combinat pentru complicații. Alegerea primei opțiuni de proiectare a puțului.

Graficul de presiune combinat. Alegerea primei opțiuni de proiectare a puțului.

Pentru a întocmi corect un proiect tehnic de construcție a puțurilor, este necesar să se cunoască exact distribuția presiunilor de rezervor (pori) și a presiunilor de absorbție (fracturare hidraulică) pe adâncime sau, ceea ce este la fel, distribuția Ka și Kp (în formă adimensională). Distribuția lui Ka și Kp este prezentată pe graficul presiunii combinate.

Distribuția lui Ka și Kp în adâncimea z.

· Proiectarea sondei (prima opțiune), care este apoi specificată.

Din acest grafic se poate observa că avem trei intervale de adâncime cu condiții de foraj compatibile, adică acelea în care se poate folosi fluid cu aceeași densitate.

Este deosebit de greu de găurit când Ka=Kp. Forarea devine super complicată când Ka=Kp<1. В этих случаях обычно бурят на поглощение или применяют промывку аэрированной жидкостью.

După deschiderea intervalului de absorbție se efectuează lucrări de izolare, datorită cărora Kp crește (artificial), făcând posibilă, de exemplu, cimentarea coloanei.

Schema sistemului de circulație al puțurilor

Schema sistemului de circulație al puțurilor și diagrama distribuției presiunii în acesta.

Schemă: 1. Bit, 2. Motor de foraj, 3. Guler de foraj, 4. BT, 5. Îmbinare sculă, 6. Pătrat, 7. Rotativ, 8. Furtun de foraj, 9. Riser, 10. Conductă de presiune (colector), 11. Pompă, 12. Duză de aspirație, 13. Sistem de jgheaburi, 14. Sită vibrantă.

1. Linie de distribuție a presiunii hidrostatice.

2. Linia de distribuție a presiunii hidraulice în cutia de viteze.

3. Linia de distribuție a presiunii hidraulice în BT.

Presiunea fluidului de spălare pe formațiune trebuie să fie întotdeauna în zona umbrită dintre Ppl și Pp.

Prin fiecare racord filetat al BC, lichidul incearca sa curga din conducta in spatiul inelar (in timpul circulatiei). Această tendință este cauzată de căderea presiunii în conducte și cutie de viteze. Scurgerea provoacă distrugerea conexiunii filetate. Ceteris paribus, un dezavantaj organic al găuririi cu un motor hidraulic de fund este o cădere de presiune crescută pe fiecare racord filetat, deoarece în motorul de fund

Sistemul de circulație este utilizat pentru a furniza fluidul de foraj de la capul sondei la rezervoarele de recepție, pentru a-l curăța de tăieturi și degazare.

Figura prezintă o diagramă simplificată a sistemului de circulație TsS100E: 1 - completarea conductei; 2 - conductă de soluție; 3 - bloc de curatare; 4 - bloc de primire; 5 - dulap de control echipament electric.

Un design simplificat al sistemului de circulație este un sistem de jgheab, care constă dintr-un jgheab pentru mișcarea mortarului, o punte în apropierea jgheabului pentru mers și curățarea jgheaburilor, balustradelor și bazei.

Jgheaburile pot fi din lemn din scânduri de 40 mm și metalice din foi de 3-4 mm. Latime - 700-800 mm, inaltime - 400-500 mm. Se folosesc jgheaburi dreptunghiulare și semicirculare. Pentru a reduce debitul soluției și nămolul cade din aceasta, în jgheaburi se instalează pereți despărțitori și picături de 15-18 cm înălțime.La fundul jgheabului sunt instalate cămine de vizitare cu robinete în aceste locuri, prin care roca așezată este îndepărtată. Lungimea totală a sistemului de jgheaburi depinde de parametrii fluidelor utilizate, de condițiile și tehnologia de foraj, precum și de mecanismele utilizate pentru curățarea și degazarea fluidelor. Lungimea, de regulă, poate fi între 20-50 m.

Atunci când se utilizează seturi de mecanisme de curățare și degazare a soluției (crele vibratoare, separatoare de nisip, dezilatoare, degazoare, centrifuge), sistemul de jgheaburi este utilizat doar pentru a furniza soluția de la puț la mecanism și rezervoare de primire. În acest caz, lungimea sistemului de jgheab depinde doar de amplasarea mecanismelor și a containerelor în raport cu puțul.

În majoritatea cazurilor, sistemul de jgheaburi este montat pe baze metalice în secțiuni cu lungimea de 8-10 m și înălțimea de până la 1 m. Astfel de secțiuni sunt instalate pe suporturi telescopice din oțel care reglează înălțimea de instalare a jgheabului, ceea ce facilitează demontarea sistemului de jgheab iarna. Deci, atunci când butașii se acumulează și îngheață sub jgheaburi, jgheaburile împreună cu bazele pot fi îndepărtate de pe rafturi. Montați sistemul de jgheaburi cu o pantă spre mișcarea soluției; sistemul de jgheaburi este conectat la capul sondei cu o conductă sau un jgheab de secțiune transversală mai mică și cu o pantă mare pentru a crește viteza soluției și a reduce scurgerea nămolului în acest loc.

În tehnologia modernă de forare a puțurilor, fluidelor de foraj sunt impuse cerințe speciale, conform cărora echipamentele de curățare a noroiului trebuie să asigure curățarea de înaltă calitate a noroiului din faza solidă, să-l amestece și să-l răcească și să îndepărteze din noroi gazul care a intrat din el. formaţiuni saturate de gaze în timpul forajului. În legătură cu aceste cerințe, instalațiile de foraj moderne sunt echipate cu sisteme de circulație cu un anumit set de mecanisme unificate - rezervoare, dispozitive pentru curățarea și pregătirea fluidelor de foraj.

Mecanismele sistemului de circulație asigură o curățare în trei etape a fluidului de foraj. Din puț, soluția intră în sita vibrantă în prima etapă de curățare grosieră și este colectată în bazinul rezervorului, unde se depune nisip grosier. Din bazin, soluția trece în compartimentul sistemului de circulație și este alimentată cu o pompă centrifugă de șlam la degazator dacă este necesară degazarea soluției, iar apoi la separatorul de nisip, unde trece a doua etapă de epurare din roci cu dimensiuni de până la 0,074-0,08 mm. După aceea, soluția este introdusă în desilter - a treia etapă de purificare, unde particulele de rocă de până la 0,03 mm sunt îndepărtate. Nisipul și nămolul sunt aruncate într-un rezervor, de unde este introdus într-o centrifugă pentru separarea suplimentară a soluției de rocă. Soluția purificată din a treia etapă intră în rezervoarele de recepție - în unitatea de recepție a pompelor de noroi pentru a o alimenta în puț.

Dotarea sistemelor de circulație este completată de fabrică în următoarele blocuri:

unitate de purificare a soluției;

bloc intermediar (unul sau doi);

bloc de primire.

Baza pentru asamblarea blocurilor sunt containerele dreptunghiulare montate pe baze de sanie.

Presiunea hidraulică a mortarelor de argilă și ciment după oprirea circulației.

Preluări. Motivele apariției lor.

Deabsorbția șlamurilor de foraj sau de chituire - un tip de complicație, care se manifestă prin plecarea fluidului din puț în formațiunea de rocă. Spre deosebire de filtrare, absorbția se caracterizează prin faptul că toate fazele lichidului intră în HP. Și la filtrare, doar câteva. În practică, pierderile sunt, de asemenea, definite ca pierderea zilnică de fluid de foraj în formațiune în exces față de pierderea naturală datorată filtrării și tăierilor. Fiecare regiune are propriul ei standard. De obicei sunt permisi câțiva m3 pe zi. Absorbția este cel mai frecvent tip de complicații, în special în regiunile din regiunea Ural-Volga din estul și sud-estul Siberiei. Absorbția are loc în tronsoane în care există de obicei GP-uri fracturate, sunt localizate cele mai mari deformații ale rocilor, iar eroziunea acestora se datorează proceselor tectonice. De exemplu, în Tatarstan, 14% din timpul calendaristic este alocat anual pentru lupta împotriva preluărilor, ceea ce depășește timpul petrecut pe blană. foraj. Ca urmare a pierderilor, condițiile de forare a puțurilor se înrăutățesc:

1. Riscul de lipire al sculei crește, deoarece viteza de curgere ascendentă a fluidului de spălare deasupra zonei de absorbție scade brusc, dacă particulele mari de butași nu intră în formațiune, atunci se acumulează în sondă, provocând umflături și lipirea sculei. Probabilitatea de lipire a sculei prin decantarea nămolului crește în special după oprirea pompelor (circulația).

2. Sgherii si prabusirile in roci instabile se intensifica. GNWP poate apărea din orizonturile purtătoare de fluide prezente în secțiune. Motivul este o scădere a presiunii coloanei de lichid. În prezența a două sau mai multe straturi deschise simultan cu coeficienți diferiți. Ka și Kp între ele, pot exista revărsări, care complică lucrările de izolare și cimentarea ulterioară a puțului.

Se pierd mult timp și resurse materiale (materiale de umplutură inerte, materiale de chituire) pentru izolare, timpi de nefuncționare și accidente care provoacă pierderi.

Motivele preluărilor

Rolul calitativ al factorului care determină cantitatea de soluție care iese în zona de absorbție poate fi urmărit luând în considerare curgerea unui fluid vâscos într-o formațiune poroasă circulară sau o fante circulară. Formula de calcul al debitului lichidului absorbit într-o formațiune circulară poroasă se obține prin rezolvarea sistemului de ecuații:

1. Ecuația mișcării (forma Darcy)

V=K/M*(dP/dr): (1) unde V, P, r, M sunt debitul, presiunea curentă, raza de formare, respectiv vâscozitatea.

2. Ecuația de conservare a masei (continuitate)

V=Q/F (2) unde Q, F=2πrh , h sunt, respectiv, debitul de absorbție al lichidului, aria variabilă de-a lungul razei, grosimea zonei de absorbție.

3. Ecuația de stare

ρ=const (3) rezolvând acest sistem de ecuații: 2 și 3 în 1 obținem:

Q=(K/M)*2π rH (dP/dr)

Q=(2π HK (PCu-Ppl))/Mln(rk/rc) (4)formulă Dupii

O formulă similară Bussenesco (4) poate fi obținută și pentru m fisuri circulare (fante) egal deschise și egal distanțate una de cealaltă.

Q= [(πδ3(Pc-Ppl))/6Mln (rk/rc) ] *m (5)

δ- deschiderea (înălțimea) golului;

m este numărul de fisuri (fante);

M este vâscozitatea efectivă.

Este clar că pentru a reduce debitul lichidului absorbit conform formulelor (4) și (5), este necesar să se mărească parametrii în numitori și să le scadă în numărător.

Conform (4) și (5)

Q=£(H(sau m), Ppl, rk, Pc, rc, M, K, (sau δ)) (6)

Parametrii incluși în funcția (6) pot fi împărțiți condiționat în 3 grupuri în funcție de originea lor la momentul deschiderii zonei de absorbție.

1. grupa - parametri geologici;

grupa a 2-a - parametri tehnologici;

3. grup – mixt.

Această împărțire este condiționată, deoarece în timpul funcționării, i.e. impactul tehnologic (retragere de lichid, inundații etc.) asupra rezervorului se modifică și Ppl, rk

Pierderi în roci cu fracturi închise. Caracteristica curbelor indicatoare. Fracturarea hidraulica si prevenirea acesteia.

Caracteristica curbelor indicatoare.

În continuare, vom lua în considerare linia 2.

Aproximativ, curba indicatoare pentru roci cu fracturi închise deschise artificial poate fi descrisă prin următoarea formulă: Рс = Рb + Рpl + 1/А*Q+BQ2 (1)

Pentru rocile cu fracturi deschise natural, curba indicatorului este un caz special de formula (1)

Рс-Рpl= ΔР=1/А*Q=А*ΔР

Astfel, în rocile cu fracturi deschise, absorbția va începe la orice valoare de represiune, iar în rocile cu fracturi închise, numai după crearea unei presiuni în puț egală cu presiunea de fractură hidraulică Рс*. Principala măsură de combatere a pierderilor în rocile cu fracturi închise (argile, săruri) este prevenirea fracturării hidraulice.

Evaluarea eficacității muncii pentru eliminarea absorbției.

Eficacitatea lucrărilor de izolare este caracterizată de injectivitatea (A) a zonei de absorbție, care poate fi realizată în timpul lucrărilor de izolație. Dacă, în acest caz, injectivitatea A obținută se dovedește a fi mai mică decât o valoare acceptabilă din punct de vedere tehnologic a injectivității Aq, care este caracterizată pentru fiecare regiune, atunci lucrarea de izolare poate fi considerată reușită. Astfel, condiția de izolare poate fi scrisă ca А≤Аq (1) А=Q/Рс- Р* (2) Pentru rocile cu fracturi deschise artificial Р* = Рb+Рpl+Рр (3) unde Рb este presiunea laterală a rocii , Рр - rezistența la tracțiune g.p. În cazuri particulare Рb și Рр = 0 pentru rocile cu fracturi naturale deschise А= Q/Pc - Рpl (4) dacă nu este permisă cea mai mică absorbție, atunci Q=0 și А→0,

apoi Rs<Р* (5) Для зоны с открытыми трещинами формула (5) заменяется Рс=Рпл= Рпогл (6). Если давление в скважине определяется гидростатикой Рс = ρqL то (5 и 6) в привычных обозначениях примет вид: ρо≤Кп (7) и ρо= Ка=Кп (8). На практике трудно определить давление поглощения Р* , поэтому в ряде районов, например в Татарии оценка эффективности изоляционных работ проводят не по индексу давления поглощения Кп а по дополнительной приемистости Аq. В Татарии допустимые приемистости по тех. воде принято Аq≤ 4 м3/ч*МПа. Значение Аq свое для каждого района и различных поглощаемых жидкостей. Для воды оно принимается обычно более, а при растворе с наполнителем Аq берется меньше. Согласно 2 и 4 А=f (Q; Рс) (9). Т.е все способы борьбы с поглощениями основаны на воздействии на две управляемые величины (2 и 4) , т.е. на Q и Рс.

Modalități de combatere a absorbțiilor în procesul de deschidere a zonei de absorbție.

Metodele tradiționale de prevenire a pierderilor se bazează pe reducerea căderilor de presiune pe formațiunea absorbantă sau modificarea a/t) a fluidului filtrat. Dacă, în loc să se reducă căderea de presiune în formațiune, vâscozitatea este crescută prin adăugarea de materiale de blocare, bentonită sau alte substanțe, rata de pierdere se va modifica invers cu creșterea vâscozității, după cum urmează din formula (2.86). În practică, dacă parametrii soluției sunt controlați, vâscozitatea poate fi modificată numai în limite relativ înguste. Prevenirea pierderilor prin trecerea la spălarea cu o soluție cu vâscozitate crescută este posibilă numai dacă sunt dezvoltate cerințe bazate științific pentru aceste fluide, ținând cont de particularitățile debitului lor în rezervor. Îmbunătățirea metodelor de prevenire a pierderii circulației bazate pe reducerea căderii de presiune pe formațiunile absorbante este indisolubil legată de un studiu profund și dezvoltarea metodelor de forare a puțurilor în echilibru în sistemul de formare a puțurilor. Fluidul de foraj, pătrunzând în formațiunea absorbantă până la o anumită adâncime și îngroșându-se în canalele de absorbție, creează un obstacol suplimentar în calea mișcării fluidului de foraj din sondă în formațiune. Proprietatea soluției de a crea rezistență la mișcarea fluidului în interiorul formațiunii este utilizată atunci când se efectuează măsuri preventive pentru a preveni pierderile. Rezistența unei astfel de rezistențe depinde de proprietățile structurale și mecanice ale soluției, de dimensiunea și forma canalelor, precum și de adâncimea de penetrare a soluției în formațiune.

Pentru a formula cerințele pentru proprietățile reologice ale fluidelor de foraj în timpul trecerii formațiunilor absorbante, avem în vedere curbele (Fig. 2.16) care reflectă dependența efortului de forfecare și a vitezei de deformare de/df pentru unele modele de fluid nenewtonian. . Linia dreaptă 1 corespunde modelului unui mediu viscoplastic, care se caracterizează prin efortul de forfecare limitativ t0. Curba 2 caracterizează comportamentul fluidelor pseudoplastice, în care, odată cu creșterea ratei de forfecare, rata de creștere a tensiunii încetinește, iar curbele se aplatizează. Linia dreaptă 3 reflectă proprietățile reologice ale unui fluid vâscos (newtonian). Curba 4 caracterizează comportamentul fluidelor vâscoelastice și dilatante, în care efortul de forfecare crește brusc odată cu viteza de deformare. Fluidele vâscoelastice, în special, includ soluții slabe ale unor polimeri (oxid de polietilenă, gumă de guar, poliacrilamidă etc.) în apă, care prezintă capacitatea de a reduce brusc (de 2-3 ori) rezistențele hidrodinamice în timpul curgerii fluidelor cu nivel ridicat. Numerele Reynolds (efectul Toms). În același timp, vâscozitatea acestor lichide atunci când se deplasează prin canalele absorbante va fi ridicată datorită ratelor mari de forfecare din canale. Forarea cu spălare cu fluide de foraj aerate este una dintre măsurile radicale din setul de măsuri și metode menite să prevină și să elimine pierderile la forarea puțurilor de adâncime. Aerarea fluidului de foraj reduce presiunea hidrostatică, contribuind astfel la revenirea acestuia în cantități suficiente la suprafață și, în consecință, la curățarea normală a sondei, precum și la selectarea probelor reprezentative de roci circulabile și fluide de rezervor. Indicatorii tehnici și economici la forarea puțurilor cu spălare de fund cu o soluție aerată sunt mai mari în comparație cu cei când se utilizează ca fluid de foraj apa sau alte fluide de foraj. Calitatea forajului în formațiunile productive este de asemenea îmbunătățită semnificativ, mai ales în câmpurile în care aceste formațiuni au presiuni anormal de scăzute.

O măsură eficientă pentru a preveni pierderea fluidului de foraj este introducerea de umpluturi în fluidul de foraj circulant. Scopul aplicării lor este de a crea tampoane în canalele de absorbție. Aceste tampoane servesc ca bază pentru depunerea unei turte de filtrare (argilă) și izolarea straturilor absorbante. V.F. Rogers consideră că un agent de punte poate fi practic orice material care este suficient de mic pentru a fi pompat în fluidul de foraj de către pompele de noroi. În SUA, mai mult de o sută de tipuri de umplutură și combinațiile lor sunt folosite pentru a astupa canalele absorbante. Ca agenți de astupare, așchii de lemn sau liben, solzi de pește, fân, deșeuri de cauciuc, frunze de gutapercă, bumbac, boluri de bumbac, fibre de trestie de zahăr, coji de nucă, materiale plastice granulate, perlit, argilă expandată, fibre textile, bitum, mică, azbest , hârtie tăiată, mușchi, cânepă tăiată, fulgi de celuloză, piele, tărâțe de grâu, fasole, mazăre, orez, pene de pui, bulgări de lut, burete, cocs, piatră etc. Aceste materiale pot fi folosite separat și în combinații realizate de industrie sau machiat înainte de utilizare. Este foarte greu de determinat în laborator adecvarea fiecărui material de punte din cauza necunoașterii dimensiunii orificiilor de obturat.

În practica străină, se acordă o atenție deosebită asigurării ambalării „dense” a materialelor de umplutură. Se susține opinia lui Furnas, conform căreia cea mai densă împachetare a particulelor corespunde condiției distribuției mărimii lor conform legii progresiei geometrice; la eliminarea pierderilor, cel mai mare efect se poate obtine cu cea mai compactata dop, mai ales in cazul pierderii instantanee de fluid de foraj.

Materialele de umplutură în funcție de caracteristicile lor calitative sunt împărțite în fibroase, lamelare și granulare. Materialele fibroase sunt de origine vegetala, animala, minerala. Aceasta include materiale sintetice. Tipul și dimensiunea fibrei afectează semnificativ calitatea lucrării. Este importantă stabilitatea fibrelor în timpul circulației lor în fluidul de foraj. Materialele dau rezultate bune la astuparea formațiunilor de nisip și pietriș cu granule de până la 25 mm în diametru, precum și la astuparea fisurilor în roci grosiere (până la 3 mm) și fine (până la 0,5 mm).

Materialele lamelare sunt potrivite pentru astuparea straturilor de pietriș grosier și a fisurilor de până la 2,5 mm. Acestea includ: celofan, mica, coji, seminte de bumbac etc.

Materiale granulare: perlit, cauciuc zdrobit, bucăți de plastic, coji de nucă etc. Majoritatea astupă eficient paturile de pietriș cu granule de până la 25 mm în diametru. Perlitul dă rezultate bune în paturile de pietriș cu diametre ale granulelor de până la 9-12 mm. Coji de nuci de 2,5 mm sau mai puțin dop crapă până la 3 mm în dimensiune și mai mare (până la 5 mm) și dop de cauciuc zdrobit crăpă până la 6 mm în dimensiune, de exemplu. pot astupa crăpăturile de 2 ori mai multe decât la utilizarea materialelor fibroase sau lamelare.

În lipsa datelor privind dimensiunea granulelor și fisurilor în orizontul absorbant, se folosesc amestecuri de materiale fibroase cu materiale lamelare sau granulare, celofan cu mica, fibroase cu materiale solzoase și granulare, precum și la amestecarea materialelor granulare: perlit cu cauciuc. sau coji de nucă. Cel mai bun amestec pentru a elimina absorbția la presiuni scăzute este o soluție de argilă coloidală cu adaos de materiale fibroase și foi de mica. Materialele fibroase, fiind depuse pe peretele sondei, formează o grilă. Foile de mica intaresc aceasta retea si astupa canale mai mari in stanca, iar peste toate acestea se formeaza un tort subtire si dens de lut.

Spectacole cu gaz și ulei. Motivele lor. Semne ale fluxului de fluide de formare. Clasificarea și recunoașterea tipurilor de manifestări.

Când se pierde, fluidul (de spălare sau chituire) curge din puț în formațiune, iar când apare, invers - din formațiune în puț. Cauzele afluxului: 1) afluxul în puț în loc cu tăieturi de formațiuni care conțin fluid. În acest caz, presiunea în puț nu este neapărat mai mare și mai mică decât în ​​rezervor; 2) dacă presiunea din puț este mai mică decât presiunea de formare, adică există o reducere a formațiunii, principalele motive pentru apariția depresiei, adică scăderea presiunii asupra formațiunii din puț, sunt următoarele: 1 ) neadăugarea fluidului de foraj în puț atunci când ridicați unealta. Este necesar un dispozitiv de umplere automată a puțului; 2) o scădere a densității lichidului de spălare datorită spumării (gazării) acestuia atunci când lichidul intră în contact cu aerul de la suprafața sistemului de jgheab, precum și datorită tratării agenților tensioactivi. Este necesară degazarea (mecanică, chimică); 3) forarea unui puţ în condiţii incompatibile. Există două straturi în diagramă. Primul strat este caracterizat de Ka1 și Kp1; pentru al doilea Ka2 și Kp2. primul strat trebuie forat cu noroi ρ0.1 (între Ka1 și Kp1), al doilea strat ρ0.2 (Fig.)

Este imposibil să deschideți al doilea strat pe o soluție cu o densitate pentru primul strat, deoarece se va pierde în al doilea strat; 4) fluctuații ascuțite ale presiunii hidrodinamice în timpul opririi pompei, SPO și alte lucrări, agravate de o creștere a tensiunii de forfecare statică și de prezența presetoanelor pe coloană;

5) densitatea subestimată a p.l-ului acceptată în proiectul tehnic din cauza unei slabe cunoștințe a distribuției efective a presiunii din rezervor (Ka), adică a geologiei zonei. Aceste motive sunt mai mult legate de sondele de explorare; 6) nivel scăzut de rafinare operațională a presiunilor din rezervor prin predicția acestora în timpul adâncirii sondei. Nefolosind metodele de predicție a exponentului d, exponentului σ (sigma) etc.; 7) pierderea agentului de greutate din fluidul de foraj și scăderea presiunii hidraulice. Semnele de intrare a fluidului de formare sunt: ​​1) creșterea nivelului de fluid circulant în rezervorul de admisie al pompei. Ai nevoie de un indicator de nivel? 2) se eliberează gaz din soluție lăsând puțul la capul sondei, soluția fierbe; 3) după oprirea circulației, soluția continuă să curgă din puț (puțul se revarsă); 4) presiunea crește brusc cu o deschidere neașteptată a rezervorului cu AHFP. Când uleiul curge din rezervoare, pelicula acestuia rămâne pe pereții jgheaburilor sau curge peste soluția din jgheaburi. Când apa de formare intră, proprietățile puțurilor se schimbă. De obicei, densitatea sa scade, vâscozitatea poate scădea sau poate crește (după ce intră apa sărată). Pierderea de apă de obicei crește, pH-ul se modifică, rezistența electrică scade de obicei.

Clasificarea fluxului de fluide. Se produce in functie de complexitatea masurilor necesare lichidarii acestora. Ele sunt împărțite în trei grupe: 1) manifestare - aflux nepericulos de fluide din rezervor care nu încalcă procesul de foraj și tehnologia de lucru acceptată; 2) eliberare - fluxul de fluide care poate fi eliminat numai printr-o schimbare specială în scop în tehnologia de foraj disponibilă la locul și echipamentul de foraj; 3) fântână - intrarea fluidului, a cărui eliminare necesită utilizarea unor instrumente și echipamente suplimentare (cu excepția celor disponibile la platformă) și care este asociată cu apariția unor presiuni în sistemul de formare a puțului care amenință integritatea puțului . , echipamente de cap de sondă și formațiuni în partea liberă a puțului.

Instalarea podurilor de ciment. Caracteristici ale alegerii formulării și pregătirii șlamului de ciment pentru instalarea de poduri.

Una dintre soiurile serioase ale tehnologiei procesului de cimentare este instalarea de poduri de ciment pentru diverse scopuri. Îmbunătățirea calității podurilor de ciment și a eficienței muncii acestora este o parte integrantă a îmbunătățirii proceselor de foraj, finalizare și exploatare a puțurilor. Calitatea podurilor și durabilitatea acestora determină, de asemenea, fiabilitatea protecției mediului. În același timp, datele de teren indică faptul că sunt adesea observate cazuri de instalare a podurilor cu rezistență scăzută și neetanșe, întărire prematură a nămolului de ciment, lipire a țevilor șir etc. Aceste complicații sunt cauzate nu numai și nu atât de proprietățile materialelor de chituire utilizate, ci de specificul lucrărilor în sine în timpul instalării podurilor.

În puțurile adânci de temperatură înaltă, în timpul acestor lucrări, apar adesea accidente din cauza îngroșării și prizei intense a unui amestec de mortare de argilă și ciment. În unele cazuri, punțile au scurgeri sau nu sunt suficient de puternice. Instalarea cu succes a podurilor depinde de mulți factori naturali și tehnici care determină caracteristicile formării pietrei de ciment, precum și contactul și „aderența” acesteia cu rocile și țevile metalice. Prin urmare, evaluarea capacității portante a podului ca structură inginerească și studiul condițiilor existente în puț sunt obligatorii la realizarea acestor lucrări.

Scopul instalării podurilor este de a obține o sticlă stabilă de piatră de ciment, impermeabilă la apă-gaz, cu o anumită rezistență, pentru deplasarea către orizontul de deasupra, forarea unui nou sondă, întărirea părții instabile și cavernoase a sondei, testarea orizontului. cu ajutorul unui tester de formare, revizia si conservarea sau lichidarea sondelor.

După natura sarcinilor care acționează, se pot distinge două categorii de poduri:

1) sub presiunea unui lichid sau gaz și 2) sub sarcină din greutatea sculei în timpul forării celui de-al doilea sondă, utilizarea unui tester de formații sau în alte cazuri (poduri din această categorie trebuie, pe lângă fiind etanșe la gaz, au rezistență mecanică foarte mare).

Analiza datelor de câmp arată că pe poduri pot fi create presiuni de până la 85 MPa, sarcini axiale de până la 2100 kN și tensiuni de forfecare de până la 30 MPa pe 1 m de lungime a podului. Astfel de sarcini semnificative apar în timpul testării puțurilor cu ajutorul testerelor de rezervor și în timpul altor tipuri de lucrări.

Capacitatea portantă a podurilor de ciment depinde în mare măsură de înălțimea acestora, de prezența (sau absența) și de starea turtei de noroi sau a reziduului de noroi de pe snur. La îndepărtarea părții libere a turtei de argilă, efortul de forfecare este de 0,15-0,2 MPa. În acest caz, chiar și atunci când apar sarcini maxime, este suficientă o înălțime a podului de 18–25 m. Prezența unui strat de noroi de foraj (argilos) cu grosimea de 1–2 mm pe pereții stâlpilor duce la scăderea tensiunii de forfecare și la o creșterea înălțimii necesare la 180–250 m. În acest sens, înălțimea podului trebuie calculată conform formulei Nm ≥ Ho – Qm/pDc [τm] (1) unde H0 este adâncimea de instalare a părții inferioare a podului; QM este sarcina axială pe punte din cauza căderii de presiune și a descărcarii șirului de tuburi sau a testerului de formare; Dc - diametrul puțului; [τm] - capacitatea portantă specifică a podului, ale cărei valori sunt determinate atât de proprietățile adezive ale materialului de umplere, cât și de modul de instalare a podului. Etanșeitatea podului depinde, de asemenea, de înălțimea sa și de starea suprafeței de contact, deoarece presiunea la care are loc străpungerea apei este direct proporțională cu lungimea și invers proporțională cu grosimea crustei. Dacă există o turtă de lut între șirul de carcasă și piatra de ciment cu o efort de forfecare de 6,8-4,6 MPa, o grosime de 3-12 mm, gradientul de presiune de străpungere a apei este de 1,8 și, respectiv, 0,6 MPa pe 1 m. absența unei cruste, pătrunderea apei are loc la un gradient de presiune mai mare de 7,0 MPa pe 1 m.

În consecință, etanșeitatea podului depinde în mare măsură și de condițiile și metoda de instalare a acestuia. În acest sens, înălțimea podului de ciment ar trebui determinată și din expresie

Nm ≥ Nu – Pm/[∆r] (2) unde Pm este valoarea maximă a diferenței de presiune care acționează asupra podului în timpul funcționării acesteia; [∆p] - gradient de presiune admisibil de străpungere a fluidului de-a lungul zonei de contact a podului cu peretele găurii; aceasta valoare se determina si in principal in functie de metoda de montare a podului, de materialele de rambleu aplicate. Din valorile înălțimii podurilor de ciment, determinate de formulele (1) și (2), alegeți mai multe.

Instalarea podului are multe în comun cu procesul de cimentare a coloanei și are următoarele caracteristici:

1) se utilizează o cantitate mică de materiale de umplere;

2) partea inferioară a țevilor de umplere nu este echipată cu nimic, inelul de oprire nu este instalat;

3) nu se folosesc dopuri de separare din cauciuc;

4) în multe cazuri, puțurile sunt spălate în contra pentru a „taia” acoperișul podului;

5) podul nu este limitat de nimic de jos și se poate răspândi sub acțiunea diferenței de densitate a cimentului și a fluidelor de foraj.

Instalarea unui pod este o operațiune simplă din punct de vedere al designului și al metodei, care în puțurile adânci este semnificativ complicată de factori precum temperatura, presiunea, gazul, apă și ulei, etc. Lungimea, diametrul și configurația țevilor de turnare , proprietățile reologice ale cimentului și fluidelor de foraj sunt, de asemenea, de o importanță nu mică, curățenia sondei și modurile de curgere descendentă și ascendentă. Instalarea podului în partea deschisă a sondei este afectată semnificativ de cavernitatea sondei.

Podurile de ciment trebuie să fie suficient de puternice. Practica muncii arată că, dacă în timpul testului de rezistență podul nu se prăbușește atunci când i se aplică o sarcină axială specifică de 3,0-6,0 MPa și spălare simultană, atunci proprietățile sale de rezistență satisfac condițiile atât pentru forarea unui nou foraj, cât și pentru încărcarea din greutatea șirului de țevi sau a unui tester de formare.

Când se instalează poduri pentru găurirea unui nou arbore, acestea sunt supuse unei cerințe suplimentare de înălțime. Acest lucru se datorează faptului că rezistența părții superioare (H1) a podului ar trebui să asigure posibilitatea forării unui nou sondă cu o intensitate de curbură acceptabilă, iar partea inferioară (H0) - izolarea fiabilă a vechiului sondă. Nm \u003d H1 + Nu \u003d (2Dc * Rc) 0,5 + Nu (3)

unde Rc este raza de curbură a trunchiului.

O analiză a datelor disponibile arată că obținerea de punți de încredere în puțuri adânci depinde de un complex de factori care acționează simultan, care pot fi împărțiți în trei grupe.

Prima grupă este reprezentată de factori naturali: temperatură, presiune și condiții geologice (cavernitate, fracturare, acțiunea apelor agresive, pătrunderi și pierderi de apă și gaze).

Al doilea grup - factori tehnologici: debitul de ciment și fluide de foraj în țevi și spațiul inelar, proprietățile reologice ale soluțiilor, compoziția chimică și mineralogică a liantului, proprietățile fizice și mecanice ale mortarului de ciment și ale pietrei, efectul de contracție al cimentului pentru sonde de petrol, compresibilitatea fluidului de foraj, eterogenitatea densităților, coagularea fluidului de foraj atunci când este amestecat cu ciment (formarea de paste cu vâscozitate ridicată), dimensiunea golului inelar și excentricitatea amplasarea țevilor în puț, timpul de contact al fluidului tampon și a suspensiei de ciment cu turta de argilă.

Al treilea grup - factori subiectivi: utilizarea materialelor de chituire inacceptabile pentru condițiile date; selectarea incorectă a formulării soluției în laborator; pregătirea insuficientă a sondei și utilizarea fluidului de foraj cu valori ridicate de vâscozitate, SSS și pierderi de fluid; erori în determinarea cantității de fluid de deplasare, a locației instrumentului de turnare, a dozei de reactivi pentru amestecarea suspensiei de ciment în puț; utilizarea unui număr insuficient de unități de cimentare; utilizarea unei cantități insuficiente de ciment; grad scăzut de organizare a procesului de instalare a podului.

O creștere a temperaturii și a presiunii contribuie la accelerarea intensivă a tuturor reacțiilor chimice, determinând îngroșarea rapidă (pierderea capacității de pompare) și întărirea nămolurilor de ciment, care, după oprirea circulației pe termen scurt, sunt uneori imposibil de împins.

Până acum, metoda principală de instalare a podurilor de ciment este pomparea nămolului de ciment în puț până la intervalul de adâncime proiectat de-a lungul unui șir de țevi coborât la nivelul semnului de jos al podului, urmată de ridicarea acestui șir deasupra zonei de cimentare. De regulă, munca se efectuează fără divizarea dopurilor și a mijloacelor de control al mișcării acestora. Procesul este controlat de volumul fluidului de deplasare, calculat din condiția de egalitate a nivelurilor de nămol de ciment din șirul de țevi și spațiul inelar, iar volumul șlamului de ciment este luat egal cu volumul puțului. în intervalul instalării podului. Eficiența metodei este scăzută.

În primul rând, trebuie menționat că materialele de cimentare utilizate pentru cimentarea șirurilor de carcasă sunt potrivite pentru instalarea de poduri puternice și etanșe. Instalarea de proastă calitate a punților sau absența acestora, setarea prematură a soluției de liant și alți factori se datorează într-o oarecare măsură selecției incorecte a formulării soluției de liant în funcție de timpul de îngroșare (întărire) sau abaterilor de la rețeta selectată în laborator, realizat la prepararea solutiei de liant.

S-a stabilit că pentru a reduce probabilitatea complicațiilor, timpul de priză, și la temperaturi și presiuni ridicate, timpul de îngroșare trebuie să depășească durata instalării podului cu cel puțin 25%. În unele cazuri, la selectarea formulărilor de soluții de liant, acestea nu țin cont de specificul instalării podurilor, care constau în oprirea circulației pentru ridicarea șirului de țevi de turnare și etanșarea capului sondei.

În condiții de temperatură și presiune ridicată, rezistența la forfecare a suspensiei de ciment, chiar și după scurte opriri (10-20 min) de circulație, poate crește dramatic. Prin urmare, circulația nu poate fi restabilită și în majoritatea cazurilor șirul țevii de turnare este blocat. Ca urmare, atunci când se selectează o formulă de mortar de ciment, este necesar să se studieze dinamica îngroșării acesteia pe un consistometru (CC) folosind un program care simulează procesul de instalare a unei punți. Timpul de îngroșare al șlamului de ciment Tzag corespunde stării

Tzag>T1+T2+T3+1.5(T4+T5+T6)+1.2T7 unde T1, T2, T3 sunt timpul petrecut, respectiv, pentru prepararea, pomparea și împingerea suspensiei de ciment în puț; T4, T5, T6 - timpul petrecut la ridicarea șirului țevii de turnare până la punctul de tăiere a podului, etanșarea capului sondei și efectuarea lucrărilor pregătitoare la tăierea podului; Tm este timpul petrecut cu tăierea podului.

Conform unui program similar, este necesar să se studieze amestecurile de nămol de ciment cu nămol de foraj în raport de 3:1, 1:1 și 1:3 atunci când se instalează poduri de ciment în puțuri cu temperatură și presiune ridicată. Succesul instalării unei punți de ciment depinde în mare măsură de respectarea exactă a rețetei selectate în laborator la prepararea șlamului de ciment. Aici, principalele condiții sunt menținerea conținutului selectat de reactivi chimici și amestecarea raportului lichid și apă-ciment. Pentru a obține cel mai omogen șlam de chituire, acesta trebuie preparat folosind un rezervor de mediere.

Complicații și accidente la forarea puțurilor de petrol și gaze în condiții de permafrost și măsuri de prevenire a acestora .

La foraj în intervalele de distribuție a permafrostului, ca urmare a impactului combinat fizic și chimic și a eroziunii asupra pereților găurilor de foraj, depozitele nisipoase-argilacee cimentate cu gheață sunt distruse și spălate cu ușurință de fluxul de noroi de foraj. Acest lucru duce la formarea intensă a cavernelor și la prăbușiri și gropi de roci aferente.

Rocile cu conținut scăzut de gheață și roci slab compactate sunt distruse cel mai intens. Capacitatea termică a unor astfel de roci este scăzută și, prin urmare, distrugerea lor are loc mult mai rapid decât rocile cu conținut ridicat de gheață.

Printre rocile înghețate, există straturi intermediare de roci dezghețate, dintre care multe sunt predispuse la pierderi de fluid de foraj la presiuni care depășesc ușor presiunea hidrostatică a coloanei de apă din puț. Pierderile în astfel de straturi sunt foarte intense și necesită măsuri speciale pentru prevenirea sau eliminarea lor.

În secțiunile de permafrost, rocile din epoca cuaternară sunt de obicei cele mai instabile în intervalul 0 - 200 m. Cu tehnologia tradițională de foraj, volumul real al trunchiului în ele poate depăși volumul nominal de 3 - 4 ori. Ca urmare a formării puternice a cavernei. care este însoțită de apariția de margini, alunecarea tăierilor și prăbușirea rocilor, conductoarele din multe puțuri nu au fost coborâte la adâncimea de proiectare.

Ca urmare a distrugerii permafrostului, în unele cazuri s-a observat o tasare a conductorului și a direcției, iar uneori s-au format cratere întregi în jurul capului sondei, care nu permiteau forarea.

În intervalul de distribuție a permafrostului, este dificil să se asigure cimentarea și fixarea sondei din cauza creării unor zone stagnante de fluid de foraj în caverne mari, de unde nu poate fi deplasat de șlam de ciment. Cimentarea este adesea unilaterală, iar inelul de ciment nu este continuu. Acest lucru creează condiții favorabile pentru curgerile încrucișate interstrat și formarea de grifoni, pentru prăbușirea coloanelor în timpul înghețului invers al rocilor în cazul „interstraturilor” pe termen lung ale puțului.

Procesele de distrugere a permafrostului sunt destul de complexe și puțin studiate. 1 Fluidul de foraj care circulă în sondă interacționează termo- și hidrodinamic atât cu roca, cât și cu gheața, iar această interacțiune poate fi îmbunătățită semnificativ prin procese fizico-chimice (de exemplu, dizolvarea), care nu se opresc nici măcar la temperaturi scăzute.

În prezent, prezența proceselor osmotice în roca sistemului (gheață) - crustă pe peretele sondei - fluid de spălare în sondă poate fi considerată dovedită. Aceste procese sunt spontane și direcționate în direcția opusă gradientului potențial (temperatură, presiune, concentrație), adică. tind să egaleze concentrațiile, temperaturile, presiunile. Rolul unui despărțitor semipermeabil poate fi îndeplinit atât de turta de filtrare, cât și de stratul de cursă de fund al rocii în sine. Și în compoziția rocii înghețate, pe lângă gheață ca substanță de cimentare, poate exista apă de pori care nu îngheață, cu diferite grade de mineralizare. Cantitatea de apă neînghețată din MMG1 depinde de temperatură, compoziția materialului, salinitate și poate fi estimată prin formula empirică

w = aT~ b .

1pa = 0,2618 + 0,55191nS;

1p(- b)= 0,3711 + 0,264S:

S este suprafața specifică a rocii. m a / p G - temperatura rocii, „C.

Datorită prezenței unui fluid de foraj de spălare într-un puț deschis și într-un permafrost - un fluid de pori cu un anumit grad de mineralizare, începe procesul de egalizare spontană a concentrațiilor de iod prin acțiunea presiunii osmotice. Ca urmare, poate avea loc distrugerea rocii înghețate. Dacă fluidul de foraj are o concentrație crescută de sare dizolvată în comparație cu apa din pori, atunci vor începe transformările de fază la interfața gheață-lichid, asociate cu o scădere a temperaturii de topire a gheții, adică. va începe procesul de distrugere. Și deoarece stabilitatea peretelui sondei depinde în principal de gheață, ca substanță de cimentare, atunci în aceste condiții se va pierde stabilitatea permafrostului, s, peticerea peretelui puțului, ceea ce poate provoca screbe, prăbușiri, formarea de caverne și nămol. dopuri, aterizări și pufături în timpul operațiunilor de declanșare, opriri ale șirurilor de tubaj coborâte în puț, pierderi de spălare prin foraj și șlamuri de chituire.

Dacă gradul de mineralizare al nămolului de foraj și al apei de pori a permafrostului sunt același, atunci sistemul de puțuri de rocă va fi în echilibru izotonic, iar distrugerea permafrostului sub influență fizică și chimică este puțin probabilă.

Odată cu creșterea gradului de mineralizare a agentului de spălare, apar condiții în care apa din pori cu o mineralizare mai scăzută se va deplasa din rocă în puț. Din cauza pierderii apei imobilizate, rezistența mecanică a gheții va scădea, gheața se poate prăbuși, ceea ce va duce la formarea unei cavități în puțul forat. Acest proces este intensificat de acțiunea erozivă a agentului de spălare circulant.

Distrugerea gheții de către lichidul de spălat sărat a fost observată în lucrările multor cercetători. Experimentele efectuate la Institutul Minier din Leningrad au arătat că odată cu creșterea concentrației de sare din fluidul care înconjoară gheața, distrugerea gheții se intensifică. Asa de. când conținutul în apă circulantă este de 23 și 100 kg/m - NaCl, intensitatea distrugerii gheții la o temperatură de minus 1 "C a fost de 0,0163, respectiv 0,0882 kg/h.

Procesul de distrugere a gheții este afectat și de durata expunerii la lichid de spălat cu sare.1,0 h 0,96 g: după 1,5 h 1,96 g.

Pe măsură ce zona de permafrost din apropierea sondei se dezgheță, o parte din spațiul său de vizuină este eliberată, unde fluidul de spălare sau mediul său de dispersie poate fi, de asemenea, filtrat. Acest proces se poate dovedi a fi un alt factor fizico-chimic care contribuie la distrugerea MMP. Poate fi însoțită de un flux osmotic de fluid din puțuri în rocă dacă concentrația unei sări solubile în fluidul MMP este mai mare decât în ​​fluid. umplerea sondei.

Prin urmare, pentru a minimiza impactul negativ al proceselor fizice și chimice asupra stării sondei forate în permafrost, este necesar, în primul rând, să se asigure o concentrare de echilibru pe peretele sondei a componentelor noroiului de foraj și interstițial. fluid în permafrost.

Din păcate, această cerință nu este întotdeauna fezabilă în practică. Prin urmare, este mai des folosit pentru a proteja gheața de permafrost de cimentare de impactul fizic și chimic al fluidului de foraj cu pelicule de lichide vâscoase care acoperă nu numai suprafețele de gheață expuse de sondă, ci și spațiul interstițial parțial adiacent forajului. . rupând astfel contactul direct al lichidului mineralizat cu gheața.

După cum subliniază AV Maramzin și AA Ryazanov, la trecerea de la spălarea puțurilor cu apă sărată la spălarea cu o soluție de argilă mai vâscoasă, intensitatea distrugerii gheții a scăzut de 3,5-4 ori la aceeași concentrație de NaCl în ele. A scăzut și mai mult atunci când fluidul de foraj a fost tratat cu coloizi de protecție (CMC, CSB|. S-a confirmat și rolul pozitiv al adăugărilor la fluidul de foraj de pulbere de argilă bentonită foarte coloidală și hipan.

Astfel, pentru a preveni formarea cavernelor, distrugerea zonei capului sondei, șabloane și prăbușiri la forarea puțurilor în permafrost. fluidul de foraj trebuie să îndeplinească următoarele cerințe de bază:

au o rată de filtrare scăzută:

au capacitatea de a crea un film dens, impermeabil pe suprafața gheții în permafrost:

au o capacitate scăzută de eroziune; au o capacitate termică specifică scăzută;

formează un filtrat care nu formează soluții adevărate cu lichidul;

să fie hidrofob la suprafața gheții.

Zavgorodny Ivan Alexandrovici

Student în anul 2, departament de mecanică, specializarea foraj de puțuri de petrol și gaze, Colegiul Politehnic de Stat din Astrakhan, Astrakhan

E-mail:

Kuznețova Marina Ivanovna

profesor de discipline speciale, Colegiul Politehnic de Stat Astrakhan, Astrakhan

E-mail:

Introducere. Din cele mai vechi timpuri, omenirea extrage petrol, la început s-au folosit metode primitive: folosirea puțurilor, colectarea petrolului de la suprafața rezervoarelor, prelucrarea calcarului sau gresie înmuiată în ulei. În 1859, în statul american Pennsylvania, a apărut forarea mecanică a puțurilor pentru petrol, cam în aceeași perioadă a început forajul în Rusia. În 1864 și 1866, primele puțuri au fost forate în Kuban cu un debit de 190 de tone pe zi.

Inițial, puțurile de petrol au fost forate folosind metoda manuală cu tije rotative, în curând s-au trecut la foraj folosind metoda manuală cu tije rotative. Metoda tijei de șoc este utilizată pe scară largă în câmpurile petroliere din Azerbaidjan. Trecerea de la metoda manuală la forarea mecanică a puțurilor a dus la necesitatea mecanizării operațiunilor de foraj, o contribuție majoră la dezvoltarea căreia a fost adusă de inginerii minieri ruși G.D. Romanovsky și S.G. Voislav. În 1901, pentru prima dată în Statele Unite, s-a folosit forajul rotativ cu spălare a fundului găurii cu un flux de fluid circulant (folosind noroi de foraj), iar inginerul francez Fauvel a inventat ridicarea butașilor cu un debit de apă circulant încă din 1848. . Din acel moment a început perioada de dezvoltare și perfecționare a metodei de foraj rotativ. În 1902, în Rusia, a fost forat primul puț cu metodă rotativă în regiunea Grozny, cu o adâncime de 345 m.

Până în prezent, Statele Unite ocupă o poziție de lider în industria petrolului, 2 milioane de puțuri sunt forate anual, un sfert dintre ele sunt productive, Rusia ocupă încă doar locul doi. În Rusia și în străinătate, se folosesc următoarele: foraj manual (extracția apei); mecanic; foraj controlat cu ax (sistem de foraj sigur dezvoltat în Anglia); tehnologii de foraj exploziv; termic; fizico-chimice, electrospark și alte metode. În plus, sunt dezvoltate multe tehnologii noi de forare a puțurilor, de exemplu, în SUA, Institutul de Mine din Colorado a dezvoltat o tehnologie de foraj cu laser bazată pe arderea rocilor.

Tehnologia forajului. Metoda mecanică de găurire este cea mai comună, se realizează prin metode de găurire percutantă, rotativă și percutant-rotativă. Cu metoda de foraj cu impact, distrugerea rocilor are loc din cauza loviturilor sculei de tăiere a rocii pe fundul puțului. Distrugerea rocilor din cauza rotației unei scule de tăiat roci (daltă, coroană) presată pe fund se numește metoda de foraj rotativ.

La forarea puțurilor de petrol și gaze în Rusia, se folosește doar forajul rotativ. Când se folosește metoda de foraj rotativ, puțul este forat cu un bit rotativ, în timp ce particulele de rocă forate în timpul procesului de foraj sunt aduse la suprafață printr-un flux continuu de fluid de foraj sau aer sau gaz injectat în puț. În funcție de locația motorului, forajul rotativ este împărțit în foraj rotativ și turboforaj. La găurirea rotativă, rotatorul (rotorul) este amplasat la suprafață, antrenând burghiul la fundul găurii cu ajutorul unei garnituri de foraj, frecvența de rotație este de 20-200 rpm. La găurirea cu un motor de foraj (turboburghiu, burghiu cu șurub sau burghiu electric), cuplul este transmis de la motorul de foraj montat deasupra burghiului.

Procesul de foraj constă din următoarele operațiuni principale: coborârea țevilor de foraj cu un burghiu în puț până la fund și ridicarea țevilor de foraj cu un burghiu uzat din puț și exploatarea burghiului la fund, adică distrugerea rocii de foraj. Aceste operațiuni sunt întrerupte periodic pentru a trece conductele de tubaj în puț pentru a proteja pereții de prăbușiri și pentru a separa orizonturile de petrol (gaz) și apă. Concomitent, în procesul de forare a puțurilor se efectuează o serie de lucrări auxiliare: prelevarea de probe de miez, pregătirea fluidului de spălare (nămol de foraj), exploatare forestieră, măsurarea curburii, dezvoltarea sondei pentru a provoca un aflux de petrol (gaz) în puț etc. .

Figura 1 prezintă schema tehnologică a instalației de foraj.

Figura 1. Schema unei instalații de foraj pentru foraj rotativ: 1 - linie de foraj; 2 - bloc de deplasare; 3 - turn; 4 - cârlig; 5 - furtun de foraj; 6 - conducta de conducere; 7 - jgheaburi; 8 - pompa de foraj; 9 - motor pompa; 10 - tubulatura pompei; 11 - rezervor de primire (capacitate); 12 - blocare de gaurire; 13 - teava de foraj; 14 - motor hidraulic de fund; 15 - dalta; 16 - rotor; 17 - troliu; 18 - troliu și motor cu rotor; 19 - pivotant

O instalație de foraj este un complex de mașini și mecanisme concepute pentru forarea și tubularea puțurilor. Procesul de foraj este insotit de coborarea si ridicarea garniturii de foraj, precum si de mentinerea acestuia in greutate. Pentru a reduce sarcina pe frânghie și a reduce puterea motoarelor, se utilizează echipamente de ridicare, constând dintr-un turn, un dispozitiv de tracțiune și un sistem de fixare. Sistemul de deplasare constă dintr-o parte staționară a blocului de coroană instalată în partea de sus a felinarului turn și partea mobilă a blocului de călătorie, frânghie, cârlig și chingi. Sistemul de deplasare este conceput pentru a converti mișcarea de rotație a tamburului troliului în mișcarea de translație a cârligului. Instalația de foraj este proiectată pentru ridicarea și coborârea garniturii de foraj și a țevilor de tubaj în puț, precum și pentru a menține garnitura de foraj pe greutate în timpul forajului și pentru alimentarea uniformă și plasarea sistemului de deplasare, a țevilor de foraj și a echipamentului în el. Operațiile de declanșare se efectuează cu ajutorul unui troliu de foraj. Remorca constă dintr-o bază pe care arborii troliului sunt fixați și interconectați prin roți dințate, toți arborii sunt conectați la o cutie de viteze, iar cutia de viteze, la rândul său, este conectată la motor.

Echipamentul de foraj la sol include o punte de recepție concepută pentru așezarea țevilor de foraj și deplasarea echipamentelor, uneltelor, materialelor și pieselor de schimb de-a lungul acestuia. Un sistem de dispozitive pentru curățarea fluidului de foraj din butași. Și o serie de facilități auxiliare.

Garnitura de foraj conectează burghia (unealta de spargere a pietrelor) la echipamentul de suprafață, adică la instalația de foraj. Tubul superior din șirul de foraj este pătrat, poate fi hexagonal sau canelat. Conducta de conducere trece prin deschiderea mesei rotorului. Rotorul este plasat în centrul instalației de foraj. Capătul superior al kellyului este conectat la un pivot proiectat pentru a asigura rotirea șirului de foraj suspendat pe cârlig și alimentarea cu fluid de foraj prin acesta. Partea inferioară a pivotului este conectată la kelly și se poate roti cu sforul de foraj. Partea superioară a pivotului este întotdeauna fixă.

Luați în considerare tehnologia procesului de foraj (Figura 1). Un furtun flexibil 5 este conectat la orificiul părții fixe a pivotului 19, prin care fluidul de spălare este pompat în puț cu ajutorul pompelor de foraj 8. Fluidul de spălare trece pe toată lungimea garniturii de foraj 13 și intră în forajul hidraulic. motorul 14, care antrenează arborele motorului în rotație, iar apoi lichidul intră în burghiul 15. Părăsind orificiile bitului, lichidul spălă fundul gaurii, ridică particulele de rocă forată și împreună cu acestea prin spațiul inelar dintre pereți a puţului şi ţevile de foraj se ridică şi se îndreaptă spre admisia pompei. La suprafață, fluidul de foraj este curățat de roca forată folosind echipamente speciale, după care este din nou alimentat în puț.

Procesul tehnologic de foraj depinde în mare măsură de fluidul de foraj, care, în funcție de caracteristicile geologice ale câmpului, se prepară pe bază de apă, pe bază de petrol, folosind un agent gazos sau aer.

Concluzie. Din cele de mai sus, se poate observa că tehnologiile de comportare a proceselor de foraj sunt diferite, dar potrivite pentru condițiile date (adâncimea sondei, rocile sale, presiunile etc.), trebuie selectate pe baza condițiilor geologice și climatice. . Întrucât, de la deschiderea bine condusă a orizontului productiv la câmp, în viitor depind caracteristicile operaționale ale puțului, respectiv debitul și productivitatea acestuia.

Bibliografie:

1.Vadetsky Yu.V. Forarea sondelor de petrol și gaze: un manual pentru început. prof. educaţie. M.: Centrul editorial „Academia”, 2003. - 352 p. ISB Nr. 5-7695-1119-2.

2.Vadetsky Yu.V. Manualul forătorului: manual. indemnizatie pentru inceput prof. educaţie. M.: Centrul editorial „Academia”, 2008. - 416 p. ISB Nr. 978-5-7695-2836-1.

Forajul offshore este una dintre cele mai izbitoare descoperiri tehnice ale ultimelor decenii în domeniul construcției puțurilor. Vă vom spune despre principalele procese tehnologice asociate cu forarea puțurilor offshore, tipurile de platforme de foraj offshore, caracteristicile de proiectare ale puțurilor offshore, măsurile de inducere a fluxului de fluid din rezervor în puț și, de asemenea, vorbim despre complicațiile de mediu și soluțiile acestora.

Forarea sondelor offshore necesită modele fundamentale de echipamente și tehnologii de foraj care să garanteze forarea puțurilor în conformitate cu siguranța, respectarea mediului și să ofere lucrări de înaltă calitate, cu spațiu limitat și la cel mai mic cost.

Despre curs

Scopul studierii cursului este de a dobândi cunoștințe în domeniul teoriei proceselor tehnologice de bază asociate cu construcția de puțuri de petrol și gaze din platforme de foraj plutitoare și platforme fixe offshore pe raftul Oceanului Mondial.

Ținând cont de specificul construcției puțurilor pe raftul oceanului mondial, acest curs online va fi de interes nu numai în rândul studenților din domeniul „Afaceri cu petrol și gaze”, ci și în rândul unei game largi de specialiști tehnici într-un număr foarte mare. a domeniilor conexe.

Cursul prezintă cele mai moderne tehnologii pentru construcția, dezvoltarea și exploatarea puțurilor offshore, bazate pe experiența colosală a specialiștilor de înaltă calificare ai Întreprinderii Unitare de Stat a Republicii Kazahstan „Chernomorneftegaz”.

Format

Cursul include prelegeri video, împărțite în fragmente de la 5 la 10 minute. După fiecare secțiune studiată, este planificat un control intermediar pentru tranziția ulterioară la modulul următor; la sfârșitul cursului, este prevăzut un examen final pentru tot materialul acoperit. Cursul include și sarcini practice în acest domeniu.

Resurse informaționale

1. Ovchinnikov, V.P. Construcția de puțuri în câmpurile raftului mărilor și oceanelor: manual / V.P. Ovchinnikov [și altele]. - Tyumen: TIU, 2018. - 370 p.

2. Caracteristicile forării puțurilor pe raft: manual / V. G. Kuznetsov, Yu. V. Lavrentiev, A. E. Kazantsev și colab.; sub total ed. V. G. Kuznetsova. - Tyumen: Tsogu, 2013. - 80 p.

Cerințe

Pentru a stăpâni disciplina, sunt necesare cunoștințe de chimie generală și organică, fizică, matematică, precum și cunoștințe primare în domeniul afacerilor cu petrol și gaze (proiectare puțuri, metode de exploatare puțuri, secțiuni geologice de câmp, metode de dezvoltare a câmpului, transport de hidrocarburi). ).

Programul cursului

1. Introducere în disciplină

Această secțiune va conține următoarele definiții: ce este un raft; geologia câmpurilor de petrol și gaze; tehnologia de foraj pe uscat, proiectarea sondelor, metodele de producție a petrolului, prelucrarea petrolului și gazelor, transportul produselor petroliere și gazelor.

2. Tipuri de platforme offshore

Această secțiune oferă informații detaliate despre tipurile de platforme offshore, precum și despre caracteristicile acestora.

3. Construirea de sonde offshore

Această secțiune oferă concepte despre/despre puț, proiectarea puțului, elementele principale ale puțului, carcasa, metode de alegere a proiectării puțurilor pe raft

4. Tehnologia de construcție a puțurilor offshore

Această secțiune oferă informații detaliate despre proprietățile, tipurile și tipurile de fluide de foraj, precum și metode de completare a puțurilor offshore și măsuri pentru a induce fluxul de fluid din formațiune în puț.

5. Dotarea platformei de foraj offshore

Această secțiune oferă informații detaliate despre echipamentul utilizat pentru controlul forajului.

6. Exploatarea sondelor offshore

Această secțiune oferă informații despre tehnica și tehnologia exploatării puțurilor offshore. Sunt prezentate principalele diferențe între exploatarea sondelor offshore și onshore.

7. Complicații la forarea puțurilor offshore

Această secțiune descrie cauzele complicațiilor în timpul forajului offshore, precum și tipurile de complicații și modalitățile de prevenire a acestora.

Rezultatele învăţării

În urma finalizării cursului, studentul:

El va stăpâni aparatul conceptual și terminologic în domeniul forării puțurilor în apele mărilor și oceanelor.

Va fi capabil să stabilească obiective și să formuleze sarcini legate de implementarea funcțiilor profesionale pe instalații de foraj plutitoare și staționare;

Va fi capabil să utilizeze principiile de funcționare a echipamentelor de foraj, echipamentelor pentru exploatarea și repararea puțurilor pe platforme offshore

Va fi capabil să proiecteze proiecte de puțuri cu un cap de puț subacvatic.

Competențe formate

Ca urmare a finalizării cursului, studentul invata:

Tehnologii de bază de producție de petrol și gaze pe raftul oceanului mondial;

Reguli de siguranță în industria petrolului și gazelor în timpul construcției puțurilor din structuri hidraulice offshore;

Principalele echipamente de proces utilizate pe platformele de foraj offshore.

Vor învăța:

Stabiliți obiective și formulați sarcini legate de implementarea funcțiilor profesionale pe instalații de foraj plutitoare și staționare;

Utilizați principiile de funcționare a echipamentelor de foraj, a echipamentelor pentru exploatarea și repararea puțurilor pe platforme offshore

Proiectați structuri de puțuri cu un cap de puț subacvatic.

va stapani :

Aparatură conceptuală și terminologică în domeniul forajului puțurilor în apele mărilor și oceanelor.

Cursul „Tehnica și tehnologia forării puțurilor offshore” include prelegeri video, exerciții practice, control intermediar sub formă de sarcini de testare și control final.

Mineritul este extragerea resurselor naturale din adâncurile pământului. Dezvoltarea mineralelor solide se realizează prin metoda carierei sau minelor. Puțurile sunt forate pentru a extrage resurse naturale lichide și gazoase. Tehnologiile moderne de forare a puțurilor fac posibilă dezvoltarea zăcămintelor de petrol și gaze la o adâncime de peste 12.000 de metri.

Importanța producției de hidrocarburi în lumea modernă este greu de supraestimat. Combustibilul este făcut din ulei (vezi) și uleiuri, cauciucul este sintetizat. Industria petrochimică produce materiale plastice de uz casnic, coloranți și detergenți. Pentru țările exportatoare de petrol și gaze, taxele de vânzare de hidrocarburi în străinătate sunt o metodă semnificativă și, adesea, principala metodă de completare a bugetului.

Explorarea terenului, instalarea instalațiilor de foraj

În amplasamentul propus pentru zăcământul mineral se efectuează un sondaj geologic și se stabilește o locație pentru o sondă de cercetare. Pe o rază de 50 de metri de sondă de explorare, amplasamentul este nivelat și se montează o instalație de foraj. Diametrul sondei de cercetare este de 70-150 mm. În timpul procesului de foraj, probele de tăieturi de foraj sunt prelevate de la diferite adâncimi pentru studii geologice ulterioare. Complexele moderne pentru cercetarea geologică fac posibil să se răspundă cu exactitate la întrebarea dacă merită să începem extracția resurselor energetice prin acest puț la scară industrială.

Când studiul geologic al tăierilor de foraj a arătat perspectivele de dezvoltare industrială, începe construcția șantierului de foraj. Amplasamentul defrișat anterior este betonat și împrejmuit, se așterne un drum de grader (un drum fără suprafață dură). Pe cel creat se construiește un turn, se montează un troliu, pompe de foraj, se instalează un generator și tot ce este necesar. Echipamentul asamblat este testat, adus treptat la capacitatea planificată și pus în funcțiune.

Cea mai des folosită tehnologie foraj mecanic de sondă, care se desfășoară într-un mod rotațional, de percuție sau combinat. Burghiul este atașat de un șir de foraj pătrat și coborât în ​​puț cu ajutorul unui sistem de deplasare. Rotorul, situat deasupra capului sondei, transmite mișcarea de rotație la burghiu.

Pe măsură ce puțul este forat, șirul de foraj crește. Concomitent cu procesul de forare a unui puț de producție, se folosesc pompe speciale pentru spălarea puțului. Pentru a spăla puțul de particulele de rocă sparte, se folosește un lichid de spălare, care poate fi apă industrială, o suspensie apoasă, soluții de argilă sau soluții pe bază de hidrocarburi. După pomparea fluidului de foraj în recipiente speciale, acesta este curățat și utilizat din nou. Pe lângă curățarea fundului găurii de tăieturi, fluidele de spălare asigură răcirea burghiului, reduc frecarea garniturii de foraj împotriva pereților găurii și previn prăbușirea.

În etapa finală a forajului, puțul de producție este cimentat.

Există două metode de cimentare:

• metoda directa- soluția este pompată în garnitura de foraj și forțată în interiorul inelar.
• metoda inversă- soluția este pompată în inel de la suprafață.

Pentru forarea puțurilor sunt utilizate o serie de mașini și mecanisme specializate. Pe drumul către adâncimea de proiectare, se întâlnesc adesea zone de rocă cu duritate crescută. Pentru trecerea lor, este necesar să se acorde o sarcină suplimentară șirului de foraj, prin urmare se impun cerințe destul de serioase asupra echipamentului de producție.

Echipamentul instalației de foraj este scump și proiectat pentru utilizare pe termen lung. În cazul unei opriri a producției din cauza unei defecțiuni a oricărui mecanism, va fi necesar să așteptați o înlocuire, ceea ce va reduce serios profitabilitatea întreprinderii. Echipamentele și mecanismele pentru producția de hidrocarburi trebuie să fie realizate din materiale de înaltă calitate și rezistente la uzură.

Echipamentul platformei de foraj poate fi împărțit în trei părți:

• Piesa de foraj- sfoară de foraj și foraj.
• Partea de putere– rotor și sistem de deplasare, care asigură rotația garniturii de foraj și manipulări de declanșare.
• Partea auxiliara- generatoare, pompe, rezervoare.

Funcționarea armonioasă a instalației de foraj depinde de funcționarea corectă a echipamentului și de întreținerea mecanismelor, în limitele de timp prescrise de producător. Este la fel de important să schimbați consumabilele în timp util, chiar dacă totul arată bine cu ele. Fără respectarea regulilor de funcționare, este imposibil să se garanteze siguranța personalului platformei de foraj, prevenirea poluării mediului și producția neîntreruptă de petrol sau gaze.

Metode de foraj puțuri de producție

Metodele de forare a puțurilor sunt împărțite în funcție de metoda de impact asupra rocii.

Mecanic:

• Şoc.
• Rotațional.
• Combinate.

Nemecanic:

• Fracturarea hidraulica.
• expunerea la temperaturi ridicate.
• Subminarea.

Trebuie remarcat faptul că metoda principală de foraj este rotațională și cu impact rotațional, alte metode fiind rareori utilizate în practică.

 

Ar putea fi util să citiți:

• Brânză, cheag, tare pentru export;
• Cum să învingi rugina: principalele modalități de a proteja metalul împotriva coroziunii;
• Cum să învingi rugina: principalele modalități de a proteja metalul împotriva coroziunii;
• Șuruburi de acoperiș pentru metal GOST 10621 80;
• Cu privire la autorizarea producerii lucrărilor de topografie mină;
• Servicii turistice facilitati de cazare cerinte generale;
• Proiect PPR in constructii;
• Biblioteca gratuită de cărți electronice online;