Cómo se perforan los pozos de petróleo y gas. ¿Cómo se perforan los pozos de petróleo y gas? Documentos y equipo: requisitos básicos

Información general sobre la perforación petróleo y gas pozos

1.1. TÉRMINOS Y DEFINICIONES BÁSICAS

Arroz. 1. Elementos de la estructura del pozo

Un pozo es una mina cilíndrica que funciona sin acceso humano y que tiene un diámetro muchas veces menor que su longitud (Fig. 1).

Los principales elementos del pozo:

Boca de pozo (1): intersección de la ruta del pozo con la superficie del día

Pozo inferior (2): el fondo de un pozo que se mueve como resultado del impacto de una herramienta de corte de roca en la roca.

Paredes del pozo (3) - superficies laterales perforación pozos

Eje del pozo (6): una línea imaginaria que conecta los centros de las secciones transversales del pozo.

* Pozo (5): el espacio en las entrañas ocupado por el pozo.

Hileras de revestimiento (4): Hileras de tubos de revestimiento conectados entre sí. Si las paredes del pozo están hechas de rocas estables, entonces las sartas de revestimiento no se introducen en el pozo.

Los pozos se profundizan, destruyendo la roca en toda el área del fondo del pozo (fondo sólido, Fig. 2 a) oa lo largo de su parte periférica (fondo anular, Fig. 2 b). En el último caso, una columna de roca permanece en el centro del pozo, un núcleo que se eleva periódicamente a la superficie para su estudio directo.

El diámetro de los pozos, por regla general, disminuye desde la cabeza hasta el fondo en pasos a ciertos intervalos. Diámetro inicial petróleo y gas los pozos no suelen superar los 900 mm y el final rara vez es inferior a 165 mm. Lo más hondo petróleo y gas los pozos varían en unos pocos miles de metros.

Por ubicación espacial en la corteza terrestre, los pozos se subdividen (Fig.3):

1. Vertical;

2. Inclinado;

3. Línea recta curva;

4. Curvado;

5. Rectilíneamente curvada (con una sección horizontal);

Arroz. 3. Ubicación espacial de los pozos

Complejamente curvado.

Aceite y gas los pozos se perforan en tierra y en alta mar utilizando equipos de perforación. En el último caso, las plataformas de perforación se montan en bastidores, plataformas de perforación flotantes o barcos (Fig. 4).

V petróleo y gas industrias están perforando pozos con los siguientes propósitos:

1. Operacional- por producción de petróleo, gas y gas condensar.

2. Inyección: para bombear a horizontes productivos de agua (con menos frecuencia aire, gas) para mantener la presión del yacimiento y extender el período de desarrollo del campo de la fuente, aumente el caudal Operacional pozos equipados con bombas y elevadores de aire.

3. Exploración - para identificar horizontes productivos, delinear, probar y evaluar su valor industrial.

4. Especial - referencia, paramétrico, evaluativo, control - para estudiar la estructura geológica de un área poco conocida, determinar cambios en las propiedades del yacimiento de formaciones productivas, monitorear la presión de formación y el frente de movimiento de contacto agua-petróleo, el grado de desarrollo de secciones individuales de la formación, efecto térmico en la formación, asegurando la combustión in situ, gasificación de petróleo, descarga de aguas residuales en estratos absorbentes profundos, etc.

5. Búsqueda estructural: para aclarar la posición de los prometedores petróleo-cojinete de gas estructuras de acuerdo con los horizontes de marcación superior (que definen) repitiendo sus contornos, de acuerdo con los datos de perforación de pozos pequeños, menos costosos y de pequeño diámetro.

Hoy dia petróleo y gas Los pozos son estructuras de capital caras que han funcionado durante muchas décadas. Esto se logra conectando la formación productiva con la superficie de la tierra en un canal sellado, fuerte y duradero. Sin embargo, el pozo perforado aún no representa tal canal, debido a la inestabilidad de las rocas, la presencia de capas saturadas con varios fluidos (agua, petróleo, gas y mezclas de los mismos), que se encuentran bajo diferentes presiones. Por lo tanto, durante la construcción de un pozo, es necesario anclar su pozo y separar (aislar) las formaciones que contienen varios fluidos.

El pozo está revestido con tuberías especiales llamadas tuberías de revestimiento. Una serie de tuberías de revestimiento conectadas en serie entre sí forman la sarta de revestimiento. Para el revestimiento de pozos, se utilizan tubos de revestimiento de acero (Fig. 5).

Las capas saturadas con varios fluidos están separadas por rocas impermeables - "cubiertas". Al perforar un pozo, estos sellos de separación impermeables se alteran y la posibilidad de flujos cruzados interestratales, salida espontánea de fluidos de formación a la superficie, riego de formaciones productivas, contaminación de las fuentes de suministro de agua y de la atmósfera, y corrosión de las sartas de revestimiento descienden al pozo. es creado.

En el proceso de perforación de un pozo en rocas inestables, son posibles cavidades intensas, talud, deslizamientos de tierra, etc. En algunos casos, la profundización adicional del pozo se vuelve imposible sin la fijación previa de sus paredes.

Para excluir tales fenómenos, el canal anular (espacio anular) entre la pared del pozo y la tubería de revestimiento se rellena con material de taponamiento (aislante) (Fig. 6). Estas son formulaciones que incluyen un agente de relleno astringente, inerte y activo, y reactivos químicos. Se preparan en forma de soluciones (generalmente agua) y se bombean al pozo con bombas. De los aglutinantes, los más utilizados son los cementos Portland para pozos de petróleo. Por tanto, el proceso de separación de capas se denomina cementación.

Por lo tanto, como resultado de la perforación del pozo, su posterior fijación y separación de capas, se crea una estructura subterránea estable de cierto diseño.

El diseño de pozo se entiende como un conjunto de datos sobre el número y tamaño (diámetro y longitud) de sartas de revestimiento, diámetros de pozo para cada sarta, intervalos de cementación, así como métodos e intervalos de conexión del pozo con la formación productiva (Fig.7 ).

Información sobre los diámetros, espesores de pared y grados de acero de los tubos de revestimiento por intervalos, sobre los tipos de tubos de revestimiento, equipo la parte inferior de la carcasa está incluida en el concepto de diseño de carcasa.

Las cuerdas de revestimiento de un determinado propósito se bajan al pozo: dirección, conductor, cuerdas intermedias, Operacional Columna.

La dirección se baja al pozo para evitar la erosión y el colapso de las rocas alrededor del cabezal del pozo cuando se perfora bajo una guía de superficie, así como para conectar el pozo al sistema de limpieza del lodo de perforación. El espacio anular detrás de la dirección se rellena en toda su longitud con mortero de rejuntado u hormigón. La dirección se baja a una profundidad de varios metros en rocas estables, hasta decenas de metros en pantanos y suelos limosos.

El conductor suele cubrir la parte superior de la sección geológica, donde hay rocas inestables, reservorios que absorben perforación solución o desarrollo, suministrando fluidos de formación a la superficie, es decir, e. todos aquellos intervalos que complicarán el proceso de perforación adicional y causarán contaminación ambiental. El conductor debe cubrir necesariamente todas las capas saturadas con agua dulce.

Arroz. 7. Diagrama de diseño de pozo

La plantilla también se utiliza para instalar un cabezal de pozo para prevenir reventones. equipo y suspensión de las siguientes cadenas de revestimiento. El conductor se baja a una profundidad de varios cientos de metros. Para una separación confiable de capas, dando suficiente resistencia y estabilidad, la carcasa está cementada en toda su longitud.

Operacional la cuerda se introduce en el pozo para recuperar el petróleo, gas o inyección en el horizonte productivo de agua o gas para mantener la presión del depósito. La altura de la lechada de cemento se eleva por encima de la parte superior de los horizontes productivos, así como un dispositivo de cementación de etapa o una unión de las secciones superiores de las sartas de revestimiento en petróleo y gas los pozos deben tener al menos 150-300 my 500 m, respectivamente.

Las columnas intermedias (técnicas) deben bajarse si es imposible perforar a la profundidad de diseño sin separar primero las zonas de complicaciones (manifestaciones, deslizamientos de tierra). La decisión de ejecutarlos se toma después de analizar la relación de presión que surge durante la perforación en el sistema "pozo-yacimiento".

Si la presión en el pozo Pc es menor que la presión de formación Рпл (presión de los fluidos que saturan la formación), entonces los fluidos de la formación fluirán hacia el pozo y se producirá una manifestación. Dependiendo de la intensidad, las manifestaciones se acompañan de líquido auto-vertido ( gas) en la boca del pozo (desbordes), reventones, flujo abierto (descontrolado). Estos fenómenos complican el proceso de construcción de pozos, crean una amenaza de envenenamiento, incendios y explosiones.

Cuando la presión en el pozo se eleva a un cierto valor, llamado presión de inicio de absorción Ploss, el fluido del pozo ingresa a la formación. Este proceso se llama absorción. perforación solución. Pogl puede estar cerca o igual a la presión del yacimiento y, a veces, se acerca al valor de la presión vertical de la roca, determinada por el peso de las rocas ubicadas arriba.

En ocasiones, las pérdidas van acompañadas de flujos de fluidos de un embalse a otro, lo que conduce a la contaminación de las fuentes de abastecimiento de agua y los horizontes productivos. Una disminución en el nivel de líquido en el pozo debido a la absorción en uno de los reservorios provoca una disminución de la presión en el otro reservorio y la posibilidad de manifestaciones del mismo.

La presión a la que se abren las fracturas cerradas naturales o se forman otras nuevas se denomina presión de fracturación hidráulica, Pgrp. Este fenómeno se acompaña de una absorción catastrófica perforación solución.

Es característico que en muchos petróleo y gas regiones, la presión del yacimiento Рпл está cerca de la presión hidrostática de la columna de agua dulce Рг (en adelante simplemente la presión hidrostática) con la altura Нж, igual a la profundidad Нп, sobre la cual se encuentra la formación dada. Esto se debe al hecho de que la presión de los fluidos en el depósito a menudo es causada por la presión de las aguas del borde, el área de recarga de las cuales tiene una conexión con la superficie del día a distancias considerables del campo.

Dado que los valores absolutos de las presiones dependen de la profundidad H, es más conveniente analizar sus relaciones utilizando los valores de las presiones relativas, que son las relaciones de los valores absolutos de las presiones correspondientes a la hidrostática. presión Pr, es decir:

Rpl * = Rpl / Rg;

Ргр * = Ргр / Рг;

Рпогл * = Рпогл / Рг;

Ргрп * = Ргрп / Рг.

Aquí Рпл - la presión del depósito; Ргр - presión hidrostática del lodo de perforación; Рпогл - la presión del comienzo de la absorción; Ргрп - presión de fracturamiento hidráulico.

La presión relativa del yacimiento Ppl * se denomina a menudo coeficiente de anomalía Ka. Cuando Рпл * es aproximadamente igual a 1.0, la presión del depósito se considera normal, con Рпл * más de 1.0 - anormalmente alta (presión anormalmente alta) y con Рпл * menos de 1.0 - anormalmente baja (AIPP).

Una de las condiciones para un proceso de perforación normal sin complicaciones es la relación

a) Rpl *< Ргр* < Рпогл*(Ргрп*)

El proceso de perforación es complicado si, por alguna razón, las presiones relativas están en la relación:

b) Ppl *> Pgr *< Рпогл*

o

c) Rpl *< Ргр* >Рпогл * (Ргрп *)

Si la relación b) es verdadera, entonces solo se observan manifestaciones, si c), también se observan manifestaciones y absorciones.

Las columnas intermedias pueden ser sólidas (se bajan desde la boca hasta el fondo) y no sólidas (no llegan a la boca). Estos últimos se denominan vástagos.

En general, se acepta que un pozo tiene una estructura de una sola columna si no se colocan columnas intermedias en él, aunque se bajan tanto la dirección como el conductor. Con una cuerda intermedia, el pozo tiene una estructura de dos cuerdas. Cuando hay dos o más sartas técnicas, el pozo se considera multicadena.

El diseño del pozo se establece de la siguiente manera: 426, 324, 219, 146 - diámetros de revestimiento en mm; 40, 450, 1600, 2700 - profundidades de funcionamiento de la carcasa en m; 350, 1500 - nivel de lechada de lechada detrás del revestimiento y Operacional columna en m; Diámetros de barrena de 295, 190 en mm para la perforación de pozos para sartas de 219 y 146 mm.

1.2. MÉTODOS DE PERFORACIÓN DE POZOS

Los pozos pueden perforarse mediante métodos mecánicos, térmicos, de impulso eléctrico y otros (varias docenas). Sin embargo, solo los métodos de perforación mecánicos (perforación por percusión y rotativa) encuentran aplicación industrial. El resto aún no ha salido de la etapa de desarrollo experimental.

1.2.1. PERFORACIÓN DE IMPACTO

Perforación por percusión. De todas sus variedades, la perforación con cuerda de percusión es la más extendida (Fig. 8).

El taladro, que consta de una broca 1, una barra de impacto 2, una barra de cizalla deslizante 3 y un bloqueo de cuerda 4, se baja al pozo con una cuerda 5, que, doblada alrededor del bloque 6, el rodillo de extracción 8 y un rodillo guía 10, se desenrolla del tambor 11 de la plataforma de perforación ... La velocidad de descenso de la sarta de perforación es controlada por el freno 12. El bloque 6 está instalado en la parte superior del mástil 18. Para amortiguar las vibraciones que surgen durante la perforación, se utilizan amortiguadores 7.

La manivela 14 con la ayuda de la biela 15 hace vibrar el bastidor de equilibrio 9. Cuando se baja el bastidor, el rodillo de extracción 8 tira de la cuerda y eleva el taladro por encima del fondo. Cuando se levanta el marco, se baja la cuerda, el proyectil cae y cuando el cincel golpea la roca, esta última se destruye.

A medida que el pozo se profundiza, el cable se alarga al enrollarlo fuera del tambor 11. La cilindricidad del pozo se asegura girando la broca como resultado de desenrollar el cable bajo carga (mientras se levanta la sarta de perforación) y retorcerlo al retirar la carga ( cuando la broca golpea la roca).

La eficiencia de la destrucción de la roca durante la perforación por percusión es directamente proporcional a la masa de la perforadora, la altura de su caída, la aceleración de la caída, el número de golpes de la broca contra el fondo del pozo por unidad de tiempo y es inversamente proporcional a la cuadrado del diámetro del pozo.

En el proceso de perforación de formaciones fracturadas y viscosas, es posible que la broca se atasque. Para liberar la broca en la sarta de perforación, se utiliza una barra de corte, hecha en forma de dos anillos alargados, conectados entre sí como eslabones de cadena.

El proceso de perforación será más eficiente cuanto menor sea la resistencia a la broca que brindan los recortes que se acumulan en el fondo del pozo, mezclados con el fluido de formación. En ausencia o entrada insuficiente de fluido de formación al pozo desde la boca del pozo, se agrega agua periódicamente. Una distribución uniforme de las partículas de esquejes en el agua se logra mediante zancadas periódicas (subiendo y bajando) perforación proyectil. A medida que la roca destruida (cortes) se acumula en el fondo del pozo, es necesario limpiar el pozo. Para hacer esto, utilizando el tambor, el taladro se saca del pozo y el ladrón 13 se baja repetidamente en él con la cuerda 17, que se desenrolla del tambor 16. Hay una válvula en la parte inferior del ladrón. Cuando el ladrón se sumerge en el líquido de la lechada, la válvula se abre y el ladrón se llena con esta mezcla, cuando se levanta al ladrón, la válvula se cierra. El lodo líquido que se eleva a la superficie se vierte en un recipiente colector. Para limpiar completamente el pozo, debe hacer funcionar el achicador varias veces seguidas.

Después de limpiar el fondo del pozo, se baja un taladro al pozo y el proceso de perforación continúa.

Con un susto perforación el pozo no suele estar lleno de líquido. Por lo tanto, para evitar el colapso de la roca de sus paredes, se baja una sarta de revestimiento que consiste en tubos de revestimiento de metal conectados entre sí mediante roscas o soldadura. A medida que el pozo se profundiza, la tubería de revestimiento se empuja hacia el fondo y se extiende (aumenta) periódicamente mediante una tubería.

El método de impacto no se ha aplicado durante más de 50 años. petróleo y gas industrias de Rusia. Sin embargo, en la exploración perforación en depósitos de placer, durante estudios de ingeniería y geológicos, perforación pozos de agua, etc. encuentra su aplicación.

1.2.2. PERFORACIÓN ROTATIVA DE POZOS

En la perforación rotatoria, la ruptura de la roca se produce como resultado de la acción simultánea de la carga y el par en la barrena. Bajo la acción de la carga, la broca penetra en la roca y, bajo la influencia del torque, la escinde.

Hay dos tipos de perforación rotativa: perforación rotativa y perforación de fondo de pozo.

En la perforación rotatoria (Fig. 9), la potencia de los motores 9 se transmite a través del cabrestante 8 al rotor 16, un mecanismo rotatorio especial instalado sobre la cabeza del pozo en el centro de la plataforma. El rotor gira perforación columna de perforación y una broca atornillada a ella 1. La columna de perforación consta de un tubo de entrada 15 y 6 tubos de perforación 5 atornillados a ella con un sub especial.

En consecuencia, en la perforación rotatoria, la profundización de la barrena en la roca ocurre cuando la sarta de perforación rotatoria se mueve a lo largo del eje del pozo y cuando perforación con motor de fondo de pozo - no giratorio perforación columnas. La perforación rotatoria se caracteriza por el lavado

A perforación con un motor de fondo de pozo, la broca 1 se atornilla al eje y la sarta de perforación se atornilla a la carcasa del motor 2. Cuando el motor está en marcha, su eje con la barrena gira y la sarta de perforación recibe el par reactivo de la carcasa del motor , que está amortiguado por un rotor no giratorio (se instala un tapón especial en el rotor).

La bomba de lodo 20, impulsada por el motor 21, bombea fluido de perforación a través de un colector (tubería alta presión) 19 en el tubo ascendente - tubo 17, instalado verticalmente en la esquina derecha de la torre, luego en la manguera de perforación flexible (manguito) 14, gire 10 y en perforación columna. Una vez alcanzada la barrena, el fluido de perforación pasa a través de los orificios y asciende a la superficie a lo largo del espacio anular entre la pared del pozo y la sarta de perforación. Aquí en el sistema de tanques 18 y mecanismos de limpieza (no se muestra en la figura) perforación la solución se limpia de recortes, luego ingresa a los tanques receptores 22 de las bombas de perforación y se bombea nuevamente al pozo.

Actualmente, se utilizan tres tipos de motores de fondo de pozo: un turboperforadora, un motor de tornillo y un taladro eléctrico (este último se usa muy raramente).

Al perforar con un turbodrill o un motor de tornillo, la energía hidráulica del flujo de fluido de perforación que desciende por la sarta de perforación se convierte en energía mecánica en el eje del motor de fondo de pozo al que está conectada la broca.

Al perforar con un taladro eléctrico Energía eléctrica suministrado por cable, cuyas secciones están montadas en el interior perforación cuerda y se convierte mediante un motor eléctrico en energía mecánica en el eje, que se transmite directamente a la broca.

A medida que el pozo se profundiza aburrido una cuerda suspendida de un sistema de polipasto de cadena que consta de un bloque de corona (no mostrado en la figura), un bloque móvil 12, un gancho 13 y un cable de acero 11 se alimenta al pozo. Cuando el Kelly 15 entra en toda la longitud del rotor 16, el cabrestante se enciende, la sarta de perforación se eleva a la longitud de la Kelly y la sarta de perforación se suspende mediante cuñas en la mesa del rotor. Luego, el tubo principal 15 se desenrosca junto con el pivote 10 y se baja a un pozo (un tubo de revestimiento instalado previamente en un pozo inclinado especialmente perforado) con una longitud igual a la longitud del tubo principal. El pozo se perfora de antemano en la esquina derecha del equipo aproximadamente en la mitad de la distancia desde el centro hasta su pierna. Después de eso, la sarta de perforación se alarga (construye) atornillando un tapón de dos o tres tubos (dos o tres tubos de perforación atornillados juntos), retírelo de las cuñas, bájelo en el pozo a lo largo del tapón, suspendido con cuñas en la mesa del rotor, levantado del taladro un tubo guía con un pivote, atorníllelo a la columna de perforación, libere la columna de perforación de las cuñas, lleve la broca al fondo y continúe perforación.

Para reemplazar una broca gastada, se saca toda la sarta de perforación del pozo y luego se vuelve a bajar. Las operaciones de bajada y elevación también se realizan mediante un sistema de polipasto de cadena. Cuando el tambor del cabrestante gira, el cable se enrolla en el tambor o se desenrolla de él, lo que asegura la elevación o descenso del bloque de desplazamiento y el gancho. Para este último, se suspende una sarta de perforación elevada o bajada con la ayuda de eslabones y un elevador.

Al levantar, el BC se desenrosca en las velas y se instala dentro de la torre con los extremos inferiores en los candelabros, y los extremos superiores se enrollan con los dedos especiales en el balcón del montador. BK se baja al pozo en orden inverso.

Por lo tanto, el proceso de operación de la barrena en el fondo del pozo se interrumpe por la extensión de la sarta de perforación y se dispara para cambiar la barrena desgastada.

Como regla general, las secciones superiores de la sección del pozo son depósitos que se erosionan fácilmente. Por lo tanto, antes de perforar un pozo, se construye un pozo (hoyo) para rocas estables (3-30 m) y se baja la tubería 7 o varias tuberías atornilladas (con una ventana recortada en la parte superior), 1-2 m más largo que la profundidad del agujero. El anillo está cementado o hormigonado. Como resultado, la boca del pozo se refuerza de manera confiable.

Se suelda una ranura metálica corta a la ventana de la tubería, a lo largo de la cual, durante la perforación, el fluido de perforación se dirige al sistema de tanques 18 y luego, pasando a través de mecanismos de limpieza (no mostrados en la figura), ingresa al tanque receptor 22 de bombas de lodo.

La tubería (sarta de tuberías) 7 instalada en el pozo se llama dirección. Establecer la dirección y una serie de otros trabajos realizados antes del inicio perforación son preparatorios. Una vez completados, un acto de entrada en explotación plataforma de perforación y comenzar a perforar un pozo.

Perforando rocas inestables, blandas, fracturadas y cavernosas, complicando el proceso perforación(normalmente 400-800 m), cubra estos horizontes con un conductor 4 y cemente el espacio anular 3 a la boca. Con una mayor profundización, también se pueden encontrar horizontes, que también están sujetos a aislamiento; tales horizontes se superponen por cadenas de revestimiento intermedias (técnicas).

Habiendo perforado el pozo a la profundidad de diseño, bajado y cementado Operacional columna (EC).

Después de eso, todas las sartas de revestimiento en la boca del pozo se unen entre sí utilizando un equipo... Luego, se perforan varias decenas (cientos) de orificios contra la formación productiva en la CE y la piedra de cemento, a través de los cuales, en el proceso de prueba, desarrollo y posterior explotación de petróleo (gas) fluirá hacia el pozo.

La esencia del desarrollo de un pozo se reduce al hecho de que la presión de la columna del lodo de perforación en el pozo es menor que la presión de formación. Como resultado de la caída de presión creada, el aceite ( gas) de la formación comenzará a fluir hacia el pozo. Después del complejo trabajos de investigacion el pozo se entrega a explotación.

Para cada pozo, se ingresa un pasaporte, donde se encuentra su estructura, ubicación de la boca, orificio inferior y posición espacial eje según los datos de las medidas direccionales de sus desviaciones de la vertical (ángulos cenitales) y acimut (ángulos azimutales). Los últimos datos son especialmente importantes para la perforación en racimo de pozos direccionales con el fin de evitar que el pozo sea perforado en el pozo de un pozo previamente perforado o que ya esté en funcionamiento. La desviación real del fondo del diseño no debe exceder las tolerancias especificadas.

Las operaciones de perforación deben realizarse de acuerdo con las leyes de protección laboral y medio ambiente. Construcción de un sitio para una plataforma de perforación, rutas para el movimiento de una plataforma de perforación, caminos de acceso, líneas eléctricas, comunicaciones, tuberías para el suministro de agua, recolección petróleo y gas, graneros de tierra, dispositivos de tratamiento de aguas residuales, eliminación de lodos deben llevarse a cabo solo en el territorio especialmente designado por las organizaciones pertinentes. Después de la finalización de la construcción de un pozo o un grupo de pozos, todos los pozos y zanjas deben rellenarse, todo el sitio del sitio de perforación debe restaurarse (recuperarse) tanto como sea posible para un uso económico.

1.3. BREVE HISTORIA DE LA PERFORACIÓN PETRÓLEO Y GAS BIEN

Los primeros pozos en la historia de la humanidad fueron perforados por el método de cuerda de percusión en 2000 aC para minería encurtidos en China.

Hasta mediados del siglo XIX petróleo se extrajo en pequeñas cantidades, principalmente de pozos poco profundos cerca de sus salidas naturales a la superficie. Desde la segunda mitad del siglo XIX, la demanda de petróleo Comenzó a aumentar en relación con el uso generalizado de las máquinas de vapor y el desarrollo en base a su industria, que requería grandes cantidades de lubricantes y más potentes que las velas de sebo, fuentes de luz.

Investigar años recientes encontré que el primer pozo en petróleo fue perforado a mano por método rotatorio en la península de Apsheron (Rusia) en 1847 por iniciativa de V.N. Semenova. El primer pozo en EE. UU. petróleo(25m) fue perforado en Pensilvania por Edwin Drake en 1959. Este año se considera el comienzo del desarrollo producción de aceite industria en los Estados Unidos. Nacimiento del ruso petróleo La industria generalmente se cuenta desde 1964, cuando en el Kuban en el valle del río Kudako A.N. Novosiltsev comenzó a perforar el primer pozo en petróleo(profundidad 55 m) mediante perforación mecánica con cuerda de percusión.

A finales de los siglos XIX y XX, se inventaron los motores de combustión interna diésel y de gasolina. Su introducción en la práctica condujo al rápido desarrollo del mundo. producción de aceite industria.

En 1901, la perforación rotatoria se utilizó por primera vez en los Estados Unidos con el lavado del fondo del pozo con un flujo de fluido en circulación. Cabe señalar que la extracción de esquejes mediante una corriente de agua circulante fue inventada en 1848 por el ingeniero francés Fauvelle y fue el primero en utilizar este método al perforar un pozo artesiano en el monasterio de St. Dominica. En Rusia, el primer pozo se perforó mediante el método rotatorio en 1902 a una profundidad de 345 m en la región de Grozny.

Uno de los problemas más difíciles que se encontraron al perforar pozos, especialmente con el método rotatorio, fue el problema de sellar el espacio anular entre las tuberías de revestimiento y las paredes del pozo. Este problema fue resuelto por el ingeniero ruso A.A. Bogushevsky, quien desarrolló y patentó en 1906 un método para bombear lechada de cemento al interior de la carcasa con su posterior desplazamiento a través del fondo (zapata) de la carcasa hacia el interior del anillo. Este método de cementación se extendió rápidamente en la práctica nacional y extranjera. perforación.

En 1923, un graduado del Instituto Tecnológico de Tomsk M.A. Kapelyushnikov en colaboración con S.M. Volokh y N.A. Korneev inventó un motor hidráulico de fondo de pozo, un turbodrill, que determinó una forma fundamentalmente nueva de desarrollo de tecnología y tecnología. perforación aceite y gas pozos. En 1924, se perforó el primer pozo del mundo en Azerbaiyán utilizando un turbodrill de una sola etapa, que se denominó turbodrill de Kapelyushnikov.

Los turbodrills tienen un lugar especial en la historia del desarrollo. perforación pozos inclinados. Por primera vez, se perforó un pozo desviado mediante el método de turbina en 1941 en Azerbaiyán. La mejora de dicha perforación permitió acelerar el desarrollo de campos ubicados bajo el lecho marino o bajo un terreno muy accidentado (pantanos de Siberia Occidental). En estos casos, se perforan varios pozos inclinados desde un sitio pequeño, cuya construcción requiere costos significativamente menores que la construcción de sitios para cada sitio de perforación. perforación pozos verticales. Este método de construcción de pozos se denomina perforación en racimo.

En 1937-40. A.P. Ostrovsky, N.G. Grigoryan, N.V. Aleksandrov y otros desarrollaron el diseño de un motor de fondo de pozo fundamentalmente nuevo: un taladro eléctrico.

En los EE. UU., En 1964, se desarrolló un motor hidráulico de tornillo de fondo de pozo de una sola pasada, y en 1966 en Rusia, se desarrolló un motor de tornillo de múltiples pasadas, que permite perforar pozos direccionales y horizontales para petróleo y gas.

En Siberia occidental, el primer pozo que dio una poderosa fuente de agua natural gas El 23 de septiembre de 1953 fue perforado cerca del pueblo. Berezovo en el norte de la región de Tyumen. Aquí, en el distrito de Berezovsky, nació en 1963. producción de gas industria de Siberia Occidental. El primer pozo de petróleo en el oeste de Siberia brotó el 21 de junio de 1960 en el área de Mulym'inskaya en la cuenca del río Konda.

Para la mayoría de las personas, tener su propio pozo de petróleo o gas significa resolver problemas financieros por el resto de sus vidas y vivir sin pensar en nada.
Pero, ¿es tan fácil perforar un pozo? ¿Como funciona? Desafortunadamente, pocas personas hacen esta pregunta.

El pozo de perforación 39629G se encuentra muy cerca de Almetyevsk, en el pueblo de Karabash. Después de la lluvia nocturna, por todas partes en la niebla y frente al auto, los conejos corrían de vez en cuando.

Y finalmente, apareció la propia plataforma de perforación. Allí, el capataz de perforación ya nos estaba esperando: la persona principal en el sitio, toma todas las decisiones operativas y es responsable de todo lo que sucede durante la perforación, así como el jefe del departamento de perforación.

Básicamente, la perforación se denomina destrucción de rocas en el fondo (en el punto más bajo) y extracción de rocas destruidas a la superficie. Una plataforma de perforación es un complejo de maquinaria como una plataforma petrolera, bombas de lodo, sistemas de limpieza de lodo, generadores, viviendas, etc.

El sitio de perforación, en el que se encuentran todos los elementos (de ellos hablaremos más adelante), es una zona despejada de una capa fértil de tierra y cubierta de arena. Una vez finalizada la obra, esta capa se restaura y, por lo tanto, no se produce ningún daño significativo al medio ambiente. Se requiere una capa de arena, porque la arcilla en las primeras lluvias se convertirá en una lechada impenetrable. Yo mismo vi cuántas toneladas de Urales se atascaron en tal líquido.
Pero lo primero es lo primero.

En el pozo 39629G, se instala una plataforma (en realidad una torre) SBU-3000/170 (plataforma de perforación estacionaria, capacidad máxima de elevación de 170 toneladas). La máquina está fabricada en China y se compara favorablemente con lo que he visto antes. Las plataformas de perforación también se producen en Rusia, pero las plataformas chinas son más baratas tanto en compra como en mantenimiento.

En este sitio se están realizando perforaciones en racimo, lo que es típico de los pozos horizontales y direccionales. Este tipo de perforación significa que las cabezas de pozo están ubicadas a una distancia cercana entre sí.
Por lo tanto, la plataforma de perforación está equipada con un sistema de riel autodeslizante. El sistema funciona según el principio de "empujar-tirar" y la máquina se mueve como si estuviera sola con la ayuda de cilindros hidráulicos. Se necesitan un par de horas para pasar de un punto a otro (las primeras decenas de metros) con todas las operaciones que lo acompañan.

Subimos a la plataforma de perforación. Aquí es donde se lleva a cabo la mayor parte del trabajo de los perforadores. La foto muestra las tuberías de la sarta de perforación (izquierda) y la pinza hidráulica, con la ayuda de la cual se extiende la sarta con nuevas tuberías y continúa perforando. La perforación se realiza gracias a una broca al final de la cuerda y la rotación, que es transmitida por un rotor.

Estaba especialmente encantado lugar de trabajo taladrador. Érase una vez, en la República de Komi, vi a un perforador que controlaba todos los procesos con la ayuda de tres palancas oxidadas y su propia intuición. Para mover la palanca de su lugar, literalmente se colgó de ella. Como resultado, el gancho de perforación casi lo golpea.
Aquí, el perforador es como el capitán de una nave espacial. Se sienta en una cabina aislada rodeada de monitores y controla todo con un joystick.

Por supuesto, la cabina se calienta en invierno y se enfría en verano. Además, en el techo, también vidrio, hay una malla protectora por si algo cae desde una altura y un limpiaparabrisas para limpiar el vidrio. Este último causa un verdadero deleite entre los perforadores :)

¡Subimos!

Además del rotor, el equipo está equipado con un sistema de transmisión superior (fabricado en EE. UU.). Este sistema combina un bloque de grúa y un rotor. En términos generales, esta es una grúa con un motor eléctrico adjunto. El sistema de transmisión superior es más conveniente, más rápido y más moderno que el rotor.

Video de cómo funciona el sistema de transmisión superior:

La torre ofrece una excelente vista del sitio y los alrededores :)

Además de las hermosas vistas, en la parte superior del sitio de perforación puede encontrar un lugar de trabajo para montar pombur (asistente de perforación). Sus responsabilidades incluyen el trabajo de instalación de tuberías y la supervisión general.

Dado que el jinete está en el lugar de trabajo durante todo el turno de 12 horas y en cualquier clima y época del año, se le equipa una habitación con calefacción. ¡Esto nunca ha sucedido en las antiguas torres!

En caso de emergencia, el jinete puede ser evacuado mediante un carro:

Cuando se perfora el pozo, el pozo se limpia varias veces con la roca perforada (cortes) y se baja la tubería de revestimiento, que consta de muchas tuberías trenzadas entre sí. Un ID de carcasa típico es de 146 milímetros. La longitud del pozo puede alcanzar los 2-3 kilómetros o más. Por lo tanto, la longitud del pozo excede su diámetro en decenas de miles de veces. Aproximadamente las mismas proporciones tienen, por ejemplo, un trozo de hilo ordinario de 2-3 metros de largo.

Las tuberías se alimentan a través de un conducto especial:

Después de ejecutar el revestimiento, el pozo se limpia nuevamente y comienza la cementación del espacio anular (el espacio entre la pared del pozo y el revestimiento). El cemento se alimenta al fondo y se empuja hacia el interior del anillo.

Después de que el cemento se endurece, se verifica con una sonda (un dispositivo que se baja al pozo) OCC: control acústico de la cementación, el pozo se presuriza (se verifica la estanqueidad), si todo está bien, luego se continúa perforando: se perfora una boquilla de cemento en la parte inferior y la broca sigue adelante.

La letra "g" en el número de pozo 39629G significa que el pozo es horizontal. Desde la boca del pozo hasta cierto punto, el pozo se perfora sin desviación, pero luego con la ayuda de un desviador giratorio y / o un desviador giratorio, pasa a la horizontal. El primero es un tubo giratorio y el segundo es una boquilla direccional que es desviada por la presión del lodo. Por lo general, en las imágenes, la desviación del tronco se representa casi en un ángulo de 90 grados, pero en realidad este ángulo es de aproximadamente 5-10 grados por 100 metros.

Personas especiales: "delincuentes" o ingenieros de telemetría están observando para asegurarse de que el pozo llegue a donde debe ir. De acuerdo con las indicaciones de la radiactividad natural de las rocas, la resistencia y otros parámetros, controlan y corrigen el curso de la perforación.

Esquemáticamente, todo se ve así:

Cualquier manipulación con cualquier cosa en el fondo (fondo) del pozo se convierte en una experiencia muy emocionante. Si accidentalmente deja caer una herramienta, una bomba o varias tuberías en un pozo, entonces es muy posible que nunca se alcance la caída, después de lo cual puede poner fin a decenas o cientos de millones de rublos. Al profundizar en los casos y el historial de reparaciones, puede encontrar pozos reales, perlas, en la parte inferior de las cuales hay una bomba, encima de la cual hay una herramienta de pesca (para quitar la bomba), encima de la cual hay una herramienta para extraer pescado
nueva herramienta. Cuando estaba en el pozo, soltaron, por ejemplo, un mazo :)

Para que el petróleo ingrese al pozo, se deben hacer agujeros en el revestimiento y el anillo de cemento detrás de él, ya que separan el depósito del pozo. Estos agujeros están hechos con cargas perfiladas; son esencialmente lo mismo que, por ejemplo, antitanque, solo que sin carenado, porque no necesitan volar a ningún lado. Las cargas perforan no solo el revestimiento y el cemento, sino también la capa de roca a unas pocas decenas de centímetros de profundidad. Todo el proceso se llama perforación.

Para reducir la fricción de la herramienta, la eliminación de la roca destruida, evitar la rotura de las paredes del pozo y compensar la diferencia en la presión del yacimiento y la presión en la boca del pozo (en la parte inferior, la presión es varias veces mayor), el pozo se llena con fluido de perforación. Su composición y densidad se seleccionan en función de la naturaleza del corte.
El fluido de perforación es bombeado por una estación de compresión y debe circular constantemente en el pozo para evitar que las paredes del pozo se rompan, que la herramienta se atasque (situaciones en las que la sarta está bloqueada y es imposible girarla o sacarla, esta es una de los accidentes más comunes durante la perforación) y otras cosas.

Bajamos de la torre, vamos a mirar las bombas.

Durante la perforación, el fluido de perforación transporta recortes (roca perforada) a la superficie. Al analizar los recortes, los perforadores y geólogos pueden sacar conclusiones sobre las rocas que atraviesa actualmente el pozo. Luego, la solución debe limpiarse de lodos y enviarse de regreso al pozo para que funcione. Para ello, se equipa un sistema de depuradoras y un "granero", donde se almacena el lodo limpiado (el granero se ve en la foto anterior a la derecha).

La solución del tamiz vibratorio se toma primero: separan las fracciones más grandes.

Luego, la solución pasa por el lodo (izquierda) y los separadores de arena (derecha):

Finalmente, la fracción más fina se elimina con una centrífuga:

Luego, la solución ingresa a los bloques del tanque, si es necesario, se restauran sus propiedades (densidad, composición, etc.) y desde allí se bombea nuevamente al pozo mediante una bomba.
Bloque capacitivo:

Bomba de lodo (¡producida en la Federación de Rusia!). La cosa roja en la parte superior es un compensador hidráulico, suaviza la pulsación de la solución debido a la contrapresión. Por lo general, en las plataformas de perforación hay dos bombas: una está funcionando y la segunda es de reserva en caso de avería.

Toda esta instalación de bombeo está gestionada por una sola persona. Debido al ruido del equipo, debe usar tapones para los oídos o protectores para los oídos durante todo el turno.

"¿Y qué pasa con la vida cotidiana de los perforadores?" - usted pregunta. ¡Tampoco nos perdimos este momento!
En este sitio, los perforadores trabajan en turnos cortos de 4 días, porque La perforación se realiza casi dentro de la ciudad, pero los módulos residenciales prácticamente no son diferentes de los que se utilizan, por ejemplo, en el Ártico (quizás para mejor).

Hay 15 remolques en total en el sitio.
Algunos de ellos son residenciales, en ellos viven perforadores para 4 personas. Los remolques se dividen en un vestíbulo con perchero, lavabo y armarios, y la propia zona de estar.

Además, una casa de baños y una cocina-comedor se encuentran en remolques separados (en la jerga local - "vigas"). En este último tuvimos un gran desayuno y discutimos los detalles del trabajo. En el que inmediatamente quise quedarme Almetyevsk ... ¡Preste atención a los precios!

Pasamos unas dos horas y media en la plataforma de perforación y una vez más me convencí de que tan difícil y negocio peligroso cómo la perforación y la producción de petróleo en general solo pueden buena gente... También me explicaron que la gente mala no se queda aquí.

Amigos, gracias por leer hasta el final. Es de esperar que ahora tenga una idea un poco mejor del proceso de perforación. Si aún tiene preguntas, hágalas en los comentarios. Yo mismo o con la ayuda de expertos, ¡definitivamente responderé!

Hoy estos son los principales Recursos naturales, que son necesarios para la vida plena de la humanidad. El aceite juega un papel especial en el balance energético y de combustible; se utiliza para fabricar combustibles para motores, disolventes, plásticos, detergentes y mucho más. El gas sirve principalmente como fuente de calefacción, combustible para cocinar, combustible para máquinas y materia prima para la fabricación de diversas sustancias orgánicas. Por eso su minería se ha convertido en la principal industria del mundo. Para extraer estos minerales, ubicados a gran profundidad, necesita pozo de petróleo y gas.

1 - tubos de revestimiento;

2 - piedra de cemento;

4 - perforación en la carcasa y piedra de cemento;

I - dirección;

II - conductor;

III - columna intermedia;

IV - carcasa de producción.

¿Lo que es?

Un pozo es un agujero cilíndrico en el suelo con paredes de suelo reforzadas con una solución especial, donde una persona no tiene acceso. La longitud varía de varios metros a varios kilómetros, dependiendo de la profundidad de los depósitos minerales.

La construcción de un pozo de gas es el proceso de creación de una mina en el suelo. Un proceso de alta calidad requiere potentes equipos de perforación. Hoy, la mitad de las plataformas funcionan con diesel. Son muy convenientes de usar en ausencia de electricidad. Los fabricantes mejoran constantemente su potencia. Debe recordarse que el proceso de destrucción de rocas es de alta tecnología, lo que requiere equipos de alta calidad y especialistas calificados.

Bueno y sus componentes

¿Qué es y en qué se diferencia de las minas y los pozos? Si es necesario, las personas pueden bajar a minas o pozos, pero no tendrán acceso al pozo. Además, la longitud es mayor que el diámetro. De lo anterior, podemos concluir que un pozo es una mina cilíndrica que funciona sin que las personas accedan a él.

Pozo de gas de petróleo consiste en la boca: esta es la parte superior, el tronco son las paredes y la parte inferior es la parte inferior. La estructura en sí consta de varias partes. Estas piezas son guías, conductores y cadenas de producción. Perforación de un pozo de petróleo y gas debe llevarse a cabo de manera eficiente para que las capas del suelo no se erosionen durante la explotación posterior. Por lo tanto, después de la instalación de la columna de guía, el espacio entre el suelo y la pared de la tubería se cementa cuidadosamente. Esto es especialmente importante, porque las aguas dulces activas pasan a través de las capas superiores del suelo. El siguiente proceso es construir un conductor. Este es el descenso de las columnas a una profundidad aún mayor y, nuevamente, la cementación del espacio entre ellas y el suelo. Luego, todas estas operaciones se terminan ejecutando la cadena de producción hasta el fondo y nuevamente se cementa todo el espacio desde el fondo hasta la boca del pozo. Esto proporcionará una buena protección contra la delaminación de las capas del suelo y las aguas subterráneas.

Tipos de trabajos mineros

Construcción petrolera pozos de gas subdividido en:

• Horizontal
• Vertical
• Oblicuo
• De varios cañones
• Multi-agujero

Clasificación por propósito

Cada uno tiene su propio propósito, a continuación consideraremos en qué categorías se dividen:

• los motores de búsqueda
• exploratorio
• Operacional

Los más habituales son los verticales. Cuando están instalados, el ángulo de inclinación desde la vertical no supera los 5 grados. Si excede, entonces se llama inclinado. El horizontal tiene un ángulo de inclinación de 80 a 90 grados desde la vertical, pero como no tiene sentido perforar con tal inclinación, perforan un pozo ordinario o inclinado, y luego el pozo mismo se lanza a lo largo de la trayectoria requerida. . El diseño implica el uso de estructuras de múltiples barriles y múltiples orificios. La diferencia es que la multilateral tiene varios troncos, que se ramifican desde un punto por encima de la capa productiva del suelo. Y el multilateral tiene varias caras, mientras que el punto de ramificación es más bajo.

Perforando un pozo de gas

No prescindirá de la exploración, porque le permite aclarar las reservas minerales y recopilar datos para la elaboración de un proyecto para el desarrollo de un depósito.

La parte más importante del trabajo de producción de gas es el "pozo" operativo, porque es con su ayuda que se lleva a cabo este mágico proceso de producción de petróleo y gas. Operacional, a su vez, se puede dividir en varios subtipos, tales como:

• Minería principal
• Descarga
• reserva
• Estimado
• Control
• Proposito especial
• Suplente

Todos ellos juegan un papel muy importante en este complejo de operaciones de producción de gas. Los primeros están destinados directamente a la producción de gas. Inyección: para mantener la presión requerida en formaciones productivas. Reserva: se utiliza para respaldar el fondo principal cuando el embalse es heterogéneo. La estimación y el control se utilizan para monitorear los cambios de presión en las formaciones, su saturación y aclarar sus límites. Se requieren propósitos especiales para recolectar agua industrial y eliminar agua industrial. Y se necesitan respaldos en caso de desgaste de los principales de producción e inyección.

Métodos de perforación

Los expertos identifican varios métodos mediante los cuales se lleva a cabo la perforación petrolera.

• rotativo: es uno de los métodos de perforación más utilizados. Un poco se adentra en la roca, que gira simultáneamente con los tubos de perforación. La velocidad de perforación rotatoria depende directamente de la fuerza de las rocas y del índice de su resistencia. La popularidad de este método se debe al hecho de que es posible ajustar el valor del momento de ahumado en función de la resistencia y densidad de las rocas y los suelos. Además, la perforación rotativa puede soportar cargas bastante pesadas durante un proceso de trabajo a largo plazo;
• turbina: la principal diferencia entre este método y el rotativo es el uso de una broca, que funciona en conjunto con la turbina de un taladro de turbina. El proceso de rotación de la broca y el taladro se produce debido a la presión de la fuerza del agua, que se mueve en una determinada dirección entre el estator y el rotor;
• tornillo: la unidad de trabajo, con la ayuda de la cual se lleva a cabo la perforación de tornillos para aceite, consta de muchos tornillos mecánicos que accionan la broca. Por el momento, el método de tornillo rara vez se usa.

Sus etapas

La industria moderna utiliza varios tipos de perforación, pero todos constan de estas etapas básicas.

Diseño de pozo para petróleo y gas desarrollado y refinado de acuerdo con las condiciones geológicas específicas de perforación en un área determinada. Debe asegurar el cumplimiento de la tarea asignada, es decir alcanzando la profundidad de diseño, abriendo yacimientos de petróleo y gas y realizando todo el conjunto de estudios y trabajos en el pozo, incluyendo su uso en el sistema de desarrollo del campo.

El diseño del pozo depende de la complejidad de la sección geológica, el método de perforación, el propósito del pozo, el método de apertura del horizonte productivo y otros factores.

Los datos iniciales para el diseño del diseño de pozos incluyen la siguiente información:

el propósito y la profundidad del pozo;

horizonte objetivo y características de la roca del yacimiento;

sección geológica en la ubicación del pozo con identificación de zonas de posibles complicaciones e indicación de presiones de yacimiento y presión de fracturamiento hidráulico por intervalos;

el diámetro de la cadena de producción o el diámetro final del pozo, si no se proporciona el funcionamiento de la cadena de producción.

Orden de diseño diseños de pozos para petróleo y gas Siguiente.

Está seleccionado sección de fondo de pozo de un pozo ... El diseño del pozo en el intervalo de la formación productiva debe proporcionar las mejores condiciones para el flujo de petróleo y gas hacia el pozo y el uso más eficiente de la energía de formación del yacimiento de petróleo y gas.

Lo requerido el número de cuerdas de revestimiento y la profundidad de su funcionamiento... Para ello, un gráfico de cambios en el coeficiente de presiones de formación anómalas k, y el índice de presiones de absorción kspl.

La elección está justificada Se acuerdan el diámetro de la sarta de producción y los diámetros de las sartas y brocas de la carcasa.... Los diámetros se calculan de abajo hacia arriba.

Intervalos de cementación seleccionados... Desde la zapata de revestimiento hasta la boca del pozo, se cementan los siguientes: conductores de revestimiento en todos los pozos; cadenas intermedias y productivas en pozos de exploración, prospección, paramétricos, de referencia y de gas; columnas intermedias en pozos de petróleo profundidad superior a 3000 m; en una sección con una longitud de al menos 500 m desde la zapata de una sarta intermedia en pozos petroleros con una profundidad de hasta 3004) m (siempre que todas las rocas permeables e inestables estén cubiertas con una lechada de lechada).

El intervalo de cementación de sartas de producción en pozos petroleros puede limitarse a la sección desde la zapata hasta la sección ubicada al menos 100 m por encima del extremo inferior de la sarta intermedia anterior.

Todas las sartas de revestimiento de los pozos costa afuera están cementadas en toda su longitud.

Etapas del diseño de un programa hidráulico para el lavado de un pozo con fluidos de perforación.

El programa hidráulico se entiende como un conjunto de parámetros ajustables del proceso de lavado del pozo. La nomenclatura de los parámetros ajustables es la siguiente: indicadores de las propiedades del fluido de perforación, el caudal de las bombas de lodo, el diámetro y el número de toberas de chorro.

Al elaborar un programa hidráulico, se asume:

Elimina los fluidos de formación y la pérdida de circulación;

Evitar la erosión de las paredes del pozo y la dispersión mecánica de los recortes transportados para excluir la producción de lodo de perforación;

Asegurar la remoción de roca perforada del espacio anular del pozo;

Crear condiciones para el máximo aprovechamiento del efecto de chorro;

Utilice racionalmente la potencia hidráulica de la unidad de bombeo;

Excluir situaciones de emergencia al detener, hacer circular y arrancar bombas de lodo.

Los requisitos enumerados para el programa hidráulico se cumplen siempre que se formalice y resuelva el problema de optimización multifactorial. Los esquemas de diseño bien conocidos para el proceso de descarga de pozos perforados se basan en cálculos de resistencia hidráulica en el sistema para un flujo de bomba dado e indicadores de las propiedades de los fluidos de perforación.

Dichos cálculos hidráulicos se llevan a cabo de acuerdo con el siguiente esquema. Primero, con base en recomendaciones empíricas, se establece la velocidad de movimiento del fluido de perforación en el espacio anular y se calcula el caudal requerido de las bombas de lodo. De acuerdo con las características de pasaporte de las bombas de lodo, se selecciona el diámetro de los casquillos, capaz de proporcionar el flujo requerido. Luego, de acuerdo con las fórmulas correspondientes, se determinan las pérdidas hidráulicas en el sistema sin tener en cuenta las pérdidas de presión en la barrena. El área de las boquillas de las brocas de chorro se selecciona en función de la diferencia entre la presión de descarga nominal máxima (correspondiente a los bujes seleccionados) y las pérdidas de presión calculadas debido a las resistencias hidráulicas.

Los principios para elegir un método de perforación: los principales criterios de selección, teniendo en cuenta la profundidad del pozo, la temperatura en el pozo, la complejidad de la perforación, el perfil de diseño y otros factores.

La elección de un método de perforación, el desarrollo de métodos más efectivos para romper rocas en el fondo del pozo y resolver muchos problemas relacionados con la construcción de un pozo son imposibles sin estudiar las propiedades de las rocas mismas, las condiciones de su ocurrencia y el efecto de estas condiciones sobre las propiedades de las rocas.

La elección del método de perforación depende de la estructura de la formación, sus propiedades de yacimiento, la composición de los líquidos y / o gases que contiene, el número de capas productivas y los coeficientes de presiones de formación anómalas.

La elección del método de perforación se basa en una evaluación comparativa de su efectividad, que está determinada por muchos factores, cada uno de los cuales, dependiendo de los requisitos geológicos y metodológicos (GMT), el propósito y las condiciones de perforación, puede ser de importancia decisiva.

La elección del método para perforar un pozo también está influenciada por el propósito de las operaciones de perforación.

Al elegir un método de perforación, uno debe guiarse por el propósito del pozo, las características hidrogeológicas del acuífero y su profundidad, el volumen de trabajo en el desarrollo de la formación.

Combinación de parámetros BHA.

Al elegir un método de perforación, además de los factores técnicos y económicos, se debe tener en cuenta que, en comparación con el BHA, los BHA giratorios basados ​​en un motor de fondo de pozo son mucho más avanzados tecnológicamente y confiables en operación, más estables en el diseño. trayectoria.

Fuerza de deflexión en la barrena versus curvatura del pozo para estabilizar BHA con dos centralizadores.

Al elegir un método de perforación, además de los factores técnicos y económicos, se debe tener en cuenta que, en comparación con un BHA basado en un motor de fondo de pozo, los BHA rotativos son mucho más tecnológicamente avanzados y confiables en operación, más estables en el diseño. sendero.

Para fundamentar la elección del método de perforación en depósitos post-sal y confirmar la conclusión anterior sobre el método racional de perforación, se analizaron los indicadores técnicos de perforación de pozos con turbina y rotativa.

En caso de elegir el método de perforación con motores hidráulicos de fondo de pozo, luego de calcular la carga axial en la barrena, es necesario seleccionar el tipo de motor de fondo de pozo. Esta elección se realiza teniendo en cuenta el par específico en la rotación de la broca, la carga axial en la broca y la densidad del fluido de perforación. Las características técnicas del motor de fondo de pozo seleccionado se tienen en cuenta al diseñar las RPM de la barrena y el programa de lavado hidráulico del pozo.

Pregunta sobre elección del método de perforación debe decidirse sobre la base de un estudio de viabilidad. El indicador principal para elegir un método de perforación es la rentabilidad: el costo de 1 metro de penetración. [ 1 ]

Antes de proceder a elección del método de perforación Para la profundización del pozo utilizando agentes gaseosos, debe tenerse en cuenta que sus propiedades físicas y mecánicas introducen limitaciones bastante definidas, ya que algunos tipos de agentes gaseosos no son aplicables para una serie de métodos de perforación. En la Fig. 46 muestra posibles combinaciones de varios tipos de agentes gaseosos con las técnicas de perforación actuales. Como se puede ver en el diagrama, los más universales desde el punto de vista del uso de agentes gaseosos son los métodos de perforación con un rotor y un taladro eléctrico, menos universal es el método de turbina, que se usa solo cuando se usan líquidos aireados. . [ 2 ]

La relación potencia-peso de la PBU tiene menos efecto sobre elección de métodos de perforación y sus variedades que la relación potencia-peso de la plataforma de perforación en tierra, ya que, además del equipo de perforación en sí, la PBU está equipada con los equipos auxiliares necesarios para su operación y retención en el punto de perforación. En la práctica, los equipos de perforación y auxiliares funcionan alternativamente. La relación potencia-peso mínima requerida del MODU está determinada por la energía consumida por el equipo auxiliar, que a veces es mayor que la requerida para el accionamiento de perforación. [ 3 ]

Octava sección proyecto tecnico dedicado a elección del método de perforación, tamaños de motores de fondo de pozo y longitudes de perforación, desarrollo de modos de perforación. [ 4 ]

En otras palabras, la elección de uno u otro perfil de pozo determina en gran medida elección del método de perforación5 ]

La portabilidad de la PBU no depende del consumo de metal y la relación potencia / peso del equipo y no afecta elección del método de perforación, ya que se remolca sin desmontar el equipo. [ 6 ]

En otras palabras, la elección de un tipo particular de perfil de pozo determina en gran medida elección del método de perforación, tipo de barrena, programa de perforación hidráulica, parámetros de perforación y viceversa. [ 7 ]

Los parámetros de cabeceo de la base flotante deben determinarse mediante cálculo ya en las etapas iniciales del diseño del casco, ya que el rango de operación de las olas del mar depende de esto, en el cual es posible una operación normal y segura, así como elección del método de perforación, sistemas y dispositivos para reducir el impacto del rodamiento en el proceso de trabajo. La disminución del cabeceo se puede lograr mediante la selección racional del tamaño de los cascos, su disposición mutua y el uso de medios pasivos y activos para combatir el cabeceo. [ 8 ]

La perforación de pozos y pozos sigue siendo el método más extendido de exploración y explotación de aguas subterráneas. Elegir un método de perforación determinar: el grado de estudio hidrogeológico del área, el propósito del trabajo, la confiabilidad requerida de la información geológica e hidrogeológica obtenida, los indicadores técnicos y económicos del método de perforación considerado, el costo de 1 m3 de agua producida, la vida del pozo. La elección de la tecnología de perforación está influenciada por la temperatura del agua subterránea, el grado de mineralización y la agresividad hacia el hormigón (cemento) y el hierro. [ 9 ]

Al perforar pozos ultra profundos, la prevención de desviaciones del pozo es muy importante debido a las consecuencias negativas de la curvatura del pozo durante su profundización. Por lo tanto, en selección de métodos para perforar pozos ultraprofundos, y especialmente sus intervalos superiores, se debe prestar atención a mantener la verticalidad y la rectitud del pozo. [ 10 ]

La elección del método de perforación debe decidirse sobre la base de un estudio de viabilidad. El indicador principal de elección del método de perforación es la rentabilidad: el costo de 1 m de penetración. [ 11 ]

Por lo tanto, la velocidad de la perforación rotatoria con lavado de lodo excede la velocidad de la perforación con cable de percusión de 3 a 5 veces. Por tanto, el factor decisivo para elección del método de perforación debería ser análisis Economico. [12 ]

La eficiencia técnica y económica de un proyecto de construcción de pozos de petróleo y gas depende en gran medida de la validez del proceso de profundización y lavado. El diseño de la tecnología de estos procesos incluye elección del método de perforación, el tipo de herramienta para romper rocas y los modos de perforación, el diseño de la sarta de perforación y su disposición del fondo, el programa de profundización hidráulica y los indicadores de las propiedades del fluido de perforación, los tipos de fluidos de perforación y las cantidades requeridas de productos químicos y materiales. para mantener sus propiedades. La adopción de decisiones de diseño determina la elección del tipo de plataforma de perforación, que también depende del diseño de las sartas de revestimiento y las condiciones geográficas de perforación. [ 13 ]

La aplicación de los resultados de la resolución del problema crea una amplia oportunidad para un análisis extenso y profundo del desarrollo de la barrena en una gran cantidad de objetos con una amplia variedad de condiciones de perforación. En este caso, también es posible preparar recomendaciones para elección de métodos de perforación, motores de fondo de pozo, bombas de lodo y fluido de lavado. [ 14 ]

En la práctica de la construcción de pozos de agua, se han generalizado los siguientes métodos de perforación: rotativo con lavado directo, rotativo con retrolavado, rotativo con soplado de aire y cuerda de percusión. Las condiciones para utilizar varios métodos de perforación están determinadas por las características técnicas y tecnológicas reales de las plataformas de perforación, así como por la calidad del trabajo en la construcción de pozos. Cabe señalar que para elegir un método para perforar pozos en el agua, es necesario tener en cuenta no solo la tasa de penetración de los pozos y la capacidad de fabricación del método, sino también la provisión de dichos parámetros de apertura del acuífero, en los que la deformación de las rocas en la zona del fondo del pozo se observa al mínimo y su permeabilidad no disminuye en comparación con el embalse. [ 1 ]

Es mucho más difícil elegir un método de perforación para profundizar un pozo vertical. Si, al perforar el intervalo seleccionado en función de la práctica de perforación con el uso de fluidos de perforación, es posible esperar la curvatura del pozo vertical, entonces, por regla general, se utilizan martillos con el tipo de barrena adecuado. Si no se observa ninguna curvatura, entonces elección del método de perforación se lleva a cabo de la siguiente manera. Para rocas blandas (pizarra blanda, yeso, tiza, anhidrita, sal y piedra caliza blanda), se recomienda utilizar perforación eléctrica con velocidades de rotación de la barrena de hasta 325 rpm. A medida que aumenta la dureza de la roca, los métodos de perforación se organizan en la siguiente secuencia: motor de desplazamiento positivo, perforación rotatoria y perforación de percusión rotatoria. [ 2 ]

Desde el punto de vista de aumentar la velocidad y reducir el costo de construcción de pozos con un PBU, el método de perforación con un hidrotransporte del núcleo es interesante. Este método, con la exclusión de las limitaciones de su aplicación antes mencionadas, se puede utilizar en la exploración de colocadores de la plataforma en las etapas de prospección y prospección y evaluación de la exploración geológica. El costo del equipo de perforación, independientemente de los métodos de perforación, no excede el 10% del costo total de la plataforma. Por lo tanto, el cambio en el costo del equipo de perforación por sí solo no tiene un efecto significativo en el costo de fabricación y mantenimiento de la PBU y en elección del método de perforación... El aumento en el costo del MODU se justifica solo si mejora las condiciones de trabajo, aumenta la seguridad y la velocidad de la perforación, reduce la cantidad de tiempo de inactividad debido a las condiciones meteorológicas y prolonga la temporada de perforación en el tiempo. [ 3 ]

Elección del tipo de broca y modo de perforación: criterios de selección, métodos de obtener información y procesarla para establecer modos óptimos, controlar el valor de los parámetros .

La elección de un bit se realiza sobre la base del conocimiento de las rocas (g / p) que componen el intervalo dado, es decir por categoría de dureza y por categoría de abrasividad, g / p.

En el proceso de perforación de un pozo de exploración, y a veces un pozo de producción, las rocas se muestrean periódicamente en forma de pilares intactos (núcleos) para compilar una sección estratigráfica, estudiando las características litológicas de las rocas que atraviesan, revelando el contenido de petróleo, gas en los poros de las rocas, etc.

Se utilizan brocas para extraer el núcleo a la superficie (Fig. 2.7). Una broca de este tipo consta de una cabeza de perforación 1 y un juego de núcleos conectados al cuerpo de la cabeza de perforación por medio de una rosca.

Arroz. 2.7. Diagrama de un dispositivo de corona de perforación: 1 - cabezal de perforación; 2 - núcleo; 3 - garra; 4 - cuerpo del conjunto básico; 5 - válvula de bola

Dependiendo de las propiedades de la roca en la que se realiza la perforación, se utilizan cabezales de cono de rodillo, de diamante y de carburo.

El modo de perforación es una combinación de dichos parámetros que afectan significativamente el rendimiento de la barrena, que el perforador puede cambiar desde su consola.

Pd [kN] - carga en el bit, n [rpm] - velocidad de rotación del bit, Q [l / s] - caudal (alimentación) de industrial. w-ty, H [m] - perforación en la broca, Vm [m / hora] - piel. tasa de penetración, Vav = H / tБ - promedio,

Vm (t) = dh / dtB - instantáneo, Vr [m / h] - velocidad de funcionamiento de la perforación, Vr = H / (tB + tSPO + tB), C [rub / m] - costos operativos por 1 m de penetración, C = (Cd + Cch (tB + tSPO + tB)) / H, Cd - costo de bits; Cch: el costo de 1 hora de trabajo del taladro. Rvdo.

Etapas de la búsqueda del modo óptimo - en la etapa de diseño - optimización operativa del modo de perforación - ajustando el modo de diseño teniendo en cuenta la información obtenida durante el proceso de perforación.

En el proceso de diseño, utilizamos inf. obtenido al perforar bien. en esto

región, analógica. conv., datos sobre golog. sección del pozo., recomendaciones del fabricante del taladro. herramientas., características de trabajo de los motores de fondo de pozo.

Hay 2 formas de seleccionar un bit en la parte inferior: gráfica y analítica.

Los cortadores en el cabezal de perforación están montados de tal manera que la roca en el centro del fondo del pozo no se colapsa durante la perforación. Esto crea las condiciones para la formación del testigo 2. Hay cuatro, seis y más cabezales de perforación de ocho conos diseñados para la extracción de testigos en diversas formaciones. La ubicación de los elementos de corte de roca en los cabezales de perforación de diamante y carburo también permite que la formación rocosa se destruya solo a lo largo de la periferia del fondo del pozo.

Cuando se profundiza el pozo, la columna de roca formada ingresa al conjunto de testigos, que consta del cuerpo 4 y la tubería de núcleo (plataforma de tierra) 3. El cuerpo del barril de extracción se utiliza para conectar el cabezal de perforación a la sarta de perforación, coloque el suelo almohadilla y protegerla de daños mecánicos, así como del paso de líquido de lavado entre él y el gruñón. La herramienta de tierra está diseñada para recibir muestras de testigos, preservarlas durante la perforación y al elevarlas a la superficie. Para realizar estas funciones, en la parte inferior del calcetín se instalan núcleos y porta núcleos, y en la parte superior - una válvula de bola 5, que pasa por sí misma el líquido desplazado del remojo cuando se llena con núcleo.

De acuerdo con el método de instalación de la sembradora de suelo en el cuerpo del juego de testigos y en el cabezal de perforación, existen brocas de perforación con posiciones de suelo desmontables y no desmontables.

Las brocas con una draga extraíble le permiten levantar una draga con un núcleo sin levantar la sarta de perforación. Para hacer esto, se baja un receptor a la sarta de perforación con una cuerda, con la ayuda de la cual se retira la herramienta de conexión a tierra del conjunto de núcleos y se eleva a la superficie. Luego, utilizando el mismo receptor, se baja una draga vacía y se instala en el cuerpo del juego de testigos, y continúa la perforación con extracción de testigos.

Las brocas con un soporte de tierra extraíble se utilizan para la perforación de turbinas, y con las fijas, para la perforación rotatoria.

Diagrama esquemático de la prueba de un horizonte productivo utilizando un probador de formación de tuberías.

Los probadores de formación se utilizan ampliamente en la perforación y proporcionan la mayor cantidad de información sobre el objetivo que se está probando. Un probador de formación doméstico moderno consta de las siguientes unidades principales: un filtro, un empaquetador, un muestreador en sí mismo con válvulas de compensación y de entrada principal, una válvula de cierre y una válvula de circulación.

Diagrama esquemático de cementación en una etapa. El cambio de presión en las bombas de cementación involucradas en este proceso.

El método de cementación de pozos de una etapa es el más común. Con este método, la lechada de cemento se suministra a intervalos determinados a la vez.

La etapa final de las operaciones de perforación va acompañada de un proceso que consiste en cementar los pozos. La viabilidad de toda la estructura depende de qué tan bien se lleven a cabo estos trabajos. El principal objetivo que se persigue en el proceso de realización de este procedimiento es la sustitución del lodo de perforación por cemento, que tiene otro nombre: lechada de cemento. Bien cementado implica la introducción de una composición que debe endurecerse, convirtiéndose en piedra. Hoy en día existen varias formas de llevar a cabo el proceso de cementación de pozos, la más utilizada de ellas tiene más de 100 años. Este es un cementado de revestimiento de una sola etapa que se introdujo al mundo en 1905 y se usa hoy con solo unas pocas modificaciones.

Proceso de cementación

La tecnología para cementar pozos involucra 5 tipos principales de trabajo: el primero es mezclar la lechada de cemento, el segundo es la inyección de la composición en el pozo, el tercero es el suministro de la mezcla por el método seleccionado al anillo, el cuarto es el endurecimiento de la mezcla de cemento, el quinto es el control de calidad del trabajo realizado.

Antes de comenzar a trabajar, se debe elaborar un esquema de cementación, que se basa en los cálculos técnicos del proceso. Será importante tener en cuenta las condiciones mineras y geológicas; la duración del intervalo que necesita fortalecerse; características de diseño del pozo, así como su estado. Debe usarse en el proceso de cálculos y la experiencia de realizar dicho trabajo en un área determinada.

Figura 1. Esquema del proceso de cementación en una sola etapa.

En la Fig. 1 puede ver el diagrama esquemático del proceso de cementación de una sola etapa. "I" - inicio del suministro de mezcla al barril. "II" es el suministro de la mezcla inyectada en el pozo cuando la solución baja por el revestimiento, "III" es el comienzo de empujar el compuesto de lechada hacia el interior del anillo, "IV" es la etapa final de empujar la mezcla. Esquema 1: un manómetro, que es responsable de monitorear el nivel de presión; 2 - cabezal de cementación; 3 - enchufe ubicado en la parte superior; 4 - tapón inferior; 5 - cuerda de revestimiento; 6 - paredes del pozo; 7 - anillo de parada; 8 - líquido destinado a forzar la lechada de cemento; 9 - lodo de perforación; 10 - mezcla de cemento.

El diagrama esquemático de un cementado en dos etapas con una fractura en el tiempo. Ventajas y desventajas.

Cementación escalonada con una pausa en el tiempo El intervalo de cementación se divide en dos partes y se instala un manguito de cementación especial en el pozo cerca de la interfaz. Fuera de la columna, encima y debajo del acoplamiento, se colocan luces de centrado. Primero, cemente la parte inferior de la columna. Para hacer esto, se bombea 1 porción de cr al interior de la carcasa en el volumen necesario para llenar el cp desde la zapata de la carcasa hasta el manguito de cementación, luego el fluido de desplazamiento. Para la cementación de la etapa 1, el volumen de fluido de desplazamiento debe ser igual al volumen interno de la columna. Después de bombear el pz, la bola se deja caer en la columna. Bajo la fuerza de la gravedad, la bola desciende por la cuerda y se asienta en la manga inferior de la manga de cementación. Luego comienzan a bombear el pz a la columna nuevamente: la presión sobre el tapón aumenta, el manguito desciende hasta el tope y el pz sale de la columna a través de los orificios abiertos. A través de estos orificios, se enjuaga el pozo hasta que la lechada de cemento se endurece (de varias horas a un día). Después de eso, se bombean 2 porciones de cp, liberando el tapón superior y la solución se desplaza con 2 porciones de pzh. El tapón, una vez alcanzado el manguito, se refuerza con pasadores en el cuerpo del manguito de cementación y lo empuja hacia abajo; en este caso, el manguito cierra los orificios del acoplamiento y separa la cavidad de la columna del punto de control. Después del endurecimiento, se perfora el tapón. El lugar de instalación del acoplamiento se elige en función de las razones que motivaron el uso de pasos de cementación. En los pozos de gas, el manguito de cementación se instala a 200-250 m sobre el tope del horizonte productivo. Si existe riesgo de pérdida durante la cementación del pozo, la ubicación del collar se calcula de modo que la suma de las presiones hidrodinámicas y la presión estática de la columna de lodo en el espacio anular sea menor que la presión de fractura de la formación débil. Coloque siempre el manguito de cementación contra rocas impermeables estables y céntrelo con linternas. Se utilizan: a) si la absorción de la solución es inevitable durante la cementación monoetapa; b) si se abre un depósito con DEA y durante el fraguado de la solución después de la cementación en una etapa, pueden producirse derrames y proyecciones de gas; c) si la cementación en una sola etapa requiere la participación simultánea en el funcionamiento de un gran número de bombas de cemento y máquinas mezcladoras. Desventajas: gran espacio de tiempo entre el final del cementado de la sección inferior y el comienzo del cementado de la sección superior. Esta desventaja se puede eliminar principalmente instalando un empaquetador externo en la aprox., Debajo del manguito de cemento. Si, al final de la cementación de la etapa inferior, el espacio anular del pozo se sella con un obturador, entonces puede comenzar a cementar inmediatamente la sección superior.

Principios de cálculo de la resistencia a la tracción axial del revestimiento para pozos verticales. Los detalles del cálculo de columnas para pozos desviados y desviados.

Cálculo de la carcasa Empiece por determinar el exceso de presiones externas. [ 1 ]

Cálculo de cuerdas de revestimiento. realizadas durante el diseño con el fin de seleccionar el espesor de pared y los grupos de resistencia del material de la tubería de revestimiento, así como verificar el cumplimiento de los factores de seguridad estándar establecidos en el diseño con los esperados, teniendo en cuenta los factores geológicos, tecnológicos existentes. , condiciones de mercado de producción. [ 2 ]

Cálculo de cuerdas de revestimiento. con un hilo trapezoidal en tensión se lleva a cabo en función de la carga permitida. Cuando se ejecuta la carcasa en secciones, la longitud de la sección se toma como la longitud de la carcasa. [ 3 ]

Cálculo de la carcasa incluye la identificación de factores que afectan el daño de la carcasa y la selección de los grados de acero más apropiados para cada operación específica en términos de confiabilidad y economía. El diseño de la sarta de revestimiento debe cumplir con los requisitos de la sarta para completar y operar un pozo. [ 4 ]

Cálculo de cuerdas de revestimiento. para pozos direccionales se diferencia de la adoptada para pozos verticales por la elección de la resistencia a la tracción en función de la intensidad de la curvatura del pozo, así como por la determinación de las presiones externas e internas, en las que se determina la posición de los puntos característicos de un pozo desviado por su proyección vertical.

Cálculo de cuerdas de revestimiento. producidos de acuerdo con los valores máximos de exceso de presiones externas e internas, así como cargas axiales (durante la perforación, prueba, operación, reparación de pozos), teniendo en cuenta su acción separada y conjunta.

La principal diferencia cálculo de la carcasa para pozos direccionales a partir del cálculo para pozos verticales es determinar la resistencia a la tracción, que se realiza en función de la intensidad de la curvatura del pozo, así como el cálculo de las presiones externas e internas, teniendo en cuenta el alargamiento del pozo.

Selección de carcasa y cálculo de la carcasa Las pruebas de resistencia se realizan teniendo en cuenta el exceso de presiones externas e internas máximas esperadas con reemplazo completo de la solución por el fluido de formación, así como las cargas axiales en las tuberías y la agresividad del fluido en las etapas de construcción y operación del pozo en el base de las estructuras existentes.

Las cargas principales al calcular la resistencia de la sarta son las cargas de tracción axiales por peso muerto, así como la sobrepresión externa e interna durante la cementación y la operación del pozo. Además, otras cargas actúan sobre la columna:

· Cargas dinámicas axiales durante el movimiento inestable de la columna;

· Cargas axiales de las fuerzas de fricción de la sarta contra las paredes del pozo durante su funcionamiento;

· Cargas de compresión de una parte de su propio peso al descargar la carcasa al fondo;

· Cargas de flexión que surgen en pozos desviados.

Cálculo de revestimiento de producción para un pozo petrolero.

Símbolos utilizados en fórmulas:

Distancia desde la boca del pozo hasta la zapata de revestimiento, m L

Distancia desde la boca del pozo hasta la lechada de cemento, m h

Distancia desde la boca del pozo hasta el nivel del líquido en la sarta, m N

Densidad del fluido a presión, g / cm 3 r refrigerante

Densidad del fluido de perforación detrás del entubado, g / cm 3 r BR

Densidad del líquido en la columna r B

Densidad de la lechada de cemento de relleno detrás del revestimiento r CR

Sobrepresión interna a una profundidad z, MPa P VIz

Presión externa excesiva a una profundidad z P NIz

Presión externa crítica excesiva, a la cual el voltaje

La presión en el cuerpo de la tubería alcanza el límite elástico Р КР

Presión del yacimiento a profundidad z R PL

Presión de prensado

Peso total de la columna de las secciones seleccionadas, N (MN) Q

Factor de descarga del anillo de cemento k

Factor de seguridad al calcular la sobrepresión externa n КР

Factor de seguridad para diseño de tracción n STR

Figura 69. Esquema de cementación de pozos

A h> H Determine el exceso de presiones externas (en la etapa de finalización de la operación) para los siguientes puntos característicos.

1: z = 0; R n y z = 0.01ρ b.p * z; (86)

2: z = H; R n y z = 0.01ρ b. p * H, (MPa); (87)

3: z = h; R n y z = (0.01 [ρ b.p h - ρ en (h - H)]), (MPa); (88)

4: z = L; R n yz = (0.01 [(ρ c.r - ρ en) L - (ρ c. R - ρ b. R) h + ρ en H)] (1 - k), (MPa). (89)

Construimos una parcela A B C D(Figura 70). Para hacer esto, en la dirección horizontal en la escala aceptada, posponemos los valores ρ n y z en puntos 1 -4 (ver diagrama) y estos puntos están conectados secuencialmente entre sí por segmentos de línea recta

Figura 70. Diagramas de externos e internos

presiones excesivas

Determine el exceso de presiones internas a partir de la condición de probar la estanqueidad de la carcasa en un solo paso sin un empacador.

Presión de boca de pozo: R y = R pl - 0.01 ρ v L (MPa). (90)

Los principales factores que afectan la calidad de la cementación de pozos y la naturaleza de su influencia.

La calidad de la separación de formaciones permeables por cementación depende de los siguientes grupos de factores: a) la composición de la mezcla de obturación; b) la composición y propiedades de la lechada de cemento; c) método de cementación; d) integridad del reemplazo del fluido de desplazamiento con lechada de lechada en el anillo del pozo; e) la fuerza y ​​la estanqueidad de la adherencia de la piedra de obturación con el revestimiento y las paredes del pozo; f) el uso de medios adicionales para prevenir la ocurrencia de filtración y la formación de canales de difusión en la lechada de cemento durante el período de espesamiento y fraguado; g) latencia del pozo durante el período de espesamiento y fraguado de la lechada de cemento.

Principios de cálculo de las cantidades requeridas de material de rejuntado, máquinas mezcladoras y unidades de cementación para la preparación e inyección de lechada de lechada en el revestimiento. Esquema de tubería de equipos de cementación.

Es necesario calcular la cementación para las siguientes condiciones:

- el factor de reserva a la altura de la lechada de cemento, introducido para compensar factores que no se pueden tomar en cuenta (determinado estadísticamente a partir de los datos de cementación de pozos anteriores); y - respectivamente, el diámetro medio del pozo y el diámetro exterior de la sarta de producción, m; - la longitud de la sección de cementación, m; - el diámetro interior medio de la sarta de producción, m; - la altura (longitud) del cemento boquilla dejada en la sarta, m; - factor de seguridad del fluido de desplazamiento, teniendo en cuenta su compresibilidad, - = 1,03; - - coeficiente teniendo en cuenta la pérdida de cemento durante las operaciones de carga y descarga y preparación de la solución; - - - densidad de la lechada de cemento, kg / m3; - densidad del fluido de perforación, kg / m3; n - contenido relativo de agua; - densidad del agua, kg / m3; - densidad aparente del cemento, kg / m3;

El volumen de lechada de cemento requerido para cementar un intervalo dado del pozo (m3): Vc.p. = 0.785 * kp * [(2-dn2) * lc + d02 * hc]

Volumen de fluido de desplazamiento: Vpr = 0,785 * - * d2 * (Lc-);

Volumen de fluido tampón: Vb = 0,785 * (2-dн2) * lb;

Masa de relleno de cemento Portland: Мts = - ** Vtsr / (1 + n);

El volumen de agua para la preparación de la solución de lechada, m3: Vw = Mts * n / (kts * pw);

Antes de cementar, el material de lechada seco se carga en los contenedores de las máquinas mezcladoras, cuyo número requerido es: nc = Mts / Vcm, donde Vcm es el volumen del búnker mezclador.

Métodos de equipamiento de la sección inferior del pozo en la zona de la formación productiva. Condiciones bajo las cuales es posible utilizar cada uno de estos métodos.

1. Se perfora un depósito productivo sin traslapar preliminarmente las rocas suprayacentes con una sarta de revestimiento especial, luego la sarta de revestimiento se baja al fondo y se cementa. Para comunicar la cavidad interna de la sarta de revestimiento con el reservorio productivo, se perfora, es decir se dispara un gran número de agujeros a través de la columna. El método tiene las siguientes ventajas: fácil de implementar; le permite comunicar selectivamente el pozo con cualquier capa intermedia de un yacimiento productivo; el costo del trabajo de perforación real puede ser menor que con otros métodos de entrada.

2. Previamente, la sarta de revestimiento se baja y cementa a la parte superior del reservorio productivo, aislando las rocas suprayacentes. Luego, el yacimiento se perfora con brocas más pequeñas y el pozo se deja abierto debajo de la zapata de revestimiento. El método es aplicable solo si el yacimiento está compuesto de rocas estables y está saturado con un solo fluido; no permite la explotación selectiva de ninguna capa intermedia.

3. Se diferencia del anterior en que el pozo en el yacimiento productivo está bloqueado con un filtro, el cual está suspendido en el casing; el espacio entre la pantalla y la cuerda a menudo se aísla con un empaquetador. El método tiene las mismas ventajas y limitaciones que el anterior. A diferencia del anterior, se puede adoptar en los casos en que un depósito productivo esté compuesto por rocas que no sean lo suficientemente estables durante la explotación.

4. Se entierra el pozo con una sarta de cañerías hasta el tope del depósito productivo, luego se perfora este último y se cubre con un liner. El revestimiento se cementa en toda su longitud y luego se perfora contra un intervalo predeterminado. Con este método, se puede evitar una contaminación significativa del depósito eligiendo un fluido de lavado solo teniendo en cuenta la situación en el propio depósito. Permite la explotación selectiva de varias capas intermedias y le permite desarrollar un pozo de forma rápida y rentable.

5. Se diferencia del primer método solo en que la sarta de revestimiento se baja al pozo después de perforar el yacimiento productivo, cuya sección inferior está prefabricada con tuberías con orificios ranurados y en que está cementada solo por encima de la parte superior. del embalse productivo. La sección perforada de la cuerda se coloca contra el depósito de pago. Con este método, es imposible asegurar la explotación selectiva de una u otra capa intermedia.

Factores que se tienen en cuenta al elegir un material de lechada para cementar un intervalo específico de un pozo.

La elección de los materiales de lechada para cementar las sartas de revestimiento está determinada por las características de litofacies de la sección, y los principales factores que determinan la composición de la lechada de lechada son la temperatura, la presión del yacimiento, la presión de fracturación, la presencia de depósitos de sal, el tipo de fluido , etc. En general, la lechada de lechada consiste en cemento de lechada, medio de amasado, reactivos - aceleradores y retardadores del tiempo de fraguado, reactivos - reductores de la tasa de filtración y aditivos especiales. El cemento para pozos de petróleo se selecciona de la siguiente manera: según el intervalo de temperatura, según el intervalo de medición de la densidad de la lechada de cemento, según los tipos de fluido y depósitos en el intervalo de cementación, se especifica la marca de los cementos. El medio de mezcla se selecciona en función de la presencia de depósitos de sal en la sección del pozo o del grado de salinidad de las aguas de formación. Para evitar el espesamiento prematuro de la lechada de cemento y el riego de los horizontes productivos, es necesario reducir la tasa de filtración de la lechada de cemento. NTF, hypane, CMC, PVS-TR se utilizan como reductores de este indicador. Para aumentar la estabilidad térmica de los aditivos químicos, estructurar los sistemas de dispersión y eliminar los efectos secundarios al usar algunos reactivos, se utilizan arcilla, sosa cáustica, cloruro de calcio y cromatos.

Seleccionar un conjunto básico para obtener un núcleo de alta calidad.

Herramienta de recepción de núcleos: una herramienta que proporciona recepción, separación del macizo de l / cy preservación del núcleo durante el proceso de perforación y durante el transporte a través del pozo. hasta recuperarlo para repetirlo para la investigación. Variedades: - P1 - para perforación rotatoria con un receptor de núcleo extraíble (recuperable por BT), - P2 - receptor de núcleo no extraíble, - T1 - para perforación de turbinas con un receptor de núcleo extraíble, - T2 - con un receptor de núcleo no extraíble . Tipos: - para extraer núcleos de un macizo de g / p denso (barril de doble núcleo con un receptor de núcleo, aislado de los conductos de la bandeja y girando junto con el cuerpo del proyectil), - para extraer núcleos en g / c fracturado, arrugado , o alternando en densidad y dureza (receptor de núcleos no giratorio, suspendido en uno o varios rodamientos y extractores de núcleos y soportes de núcleos fiables), - para muestreo de núcleos a granel l / c, fácil de cortar. y erosión. PZh (debe garantizar el sellado completo del núcleo y la superposición del orificio del núcleo al final de la perforación)

Características de diseño y áreas de aplicación de los tubos de perforación.

Los tubos de perforación principales se utilizan para transferir la rotación del rotor a la columna de perforación. Los tubos de perforación suelen ser cuadrados o hexagonales. Se fabrican en dos versiones: prefabricadas y monobloque. Los tubos de perforación con extremos trastornados pueden volcarse hacia afuera y hacia adentro. Los tubos de perforación con extremos de conexión soldados se fabrican de dos tipos: TBPV - con extremos de conexión soldados a lo largo de la parte hacia fuera y TBP - con extremos de conexión soldados a lo largo de la parte que no se mueve. En los extremos del tubo, rosca cilíndrica con un paso de 4 mm, conexión persistente de la tubería con la cerradura, acoplamiento apretado con la cerradura. Los tubos de perforación con collarines estabilizadores se diferencian de los tubos estándar por la presencia de secciones de tubo lisas directamente detrás de la boquilla atornillada y el manguito de bloqueo y collarines de sellado estabilizadores en las cerraduras, rosca trapezoidal cónica (1:32) con un paso de 5,08 mm con un acoplamiento a lo largo el diámetro interior ……….

Los principios para calcular la sarta de perforación al perforar con un motor de fondo de pozo .

Cálculo del BK al perforar el SP de una sección recta inclinada de un pozo inclinado

Qprod = Qcosα; Qnorm = Qsinα; Ftr = μQn = μQsinα; (μ ~ 0.3);

Pprod = Qprod + Ftr = Q (sinα + μsinα)

LI> = Lsd + Lubt + Lnk + lI1 +… + l1n Si no es así, entonces lIny = LI- (Lsd + Lubt + Lnk + lI1 +… + l1 (n-1))

Cálculo del BK al perforar el SD de una sección curva de un pozo inclinado.

II

Pi = FIItr + QIIproyectos QIIproyectos = | goR (sinαк-sinαн) |

Pi = μ | ± 2goR2 (sinαк-sinαн) -goR2sinαкΔα ± PнΔα | + | goR2 (sinαк-sinαн) |

Δα = - Si>, entonces cos “+”

"-Pн" - al marcar la curvatura "+ Pн" - al restablecer la curvatura

se cree que la sección BC consta de una sección = πα / 180 = 0.1745α

Los principios del cálculo de la sarta de perforación para perforación rotatoria.

Cálculo estático, cuando no se tienen en cuenta las tensiones cíclicas alternas, pero se tienen en cuenta las tensiones constantes de flexión y torsión

Para tener suficiente fuerza o resistencia

Cálculo estático para pozos verticales:

;

Kz = 1.4 - en la norma. conv. Kz = 1,45 - con complicaciones. conv.

para zonas inclinadas

;

;

Modo de perforación. Técnica de optimización

El modo de perforación es una combinación de parámetros que afectan significativamente el rendimiento de la barrena y que el perforador puede cambiar desde su panel de control.

Pd [kN] - carga en el bit, n [rpm] - velocidad de rotación del bit, Q [l / s] - caudal (alimentación) de industrial. w-ty, H [m] - perforación en la broca, Vm [m / hora] - piel. velocidad de penetración, Vsr = H / tБ - promedio, Vm (t) = dh / dtБ - instantáneo, Vр [m / h] - velocidad de disparo de la perforación, Vр = H / (tБ + tСПП + tВ), C [frotar / m] - costos operativos por 1 m de penetración, C = (Cd + Cch (tB + tSPO + tB)) / H, Cd - precio de costo de la barrena; Cch: el costo de 1 hora de trabajo del taladro. Rvdo. Optimización del modo de perforación: maxVp - exploración. bueno, minC - explo. bien ..

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

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

Etapas de la búsqueda del modo óptimo - en la etapa de diseño - optimización operativa del modo de perforación - ajustando el modo de diseño teniendo en cuenta la información obtenida durante el proceso de perforación

En el proceso de diseño, utilizamos inf. obtenido al perforar bien. en esta región, en un análogo. conv., datos sobre golog. sección del pozo., recomendaciones del fabricante del taladro. herramientas., características de trabajo de los motores de fondo de pozo.

2 formas de seleccionar la parte superior de la barrena en el fondo del pozo:

- gráfico tgα = dh / dt = Vm (t) = h (t) / (topt + tsp + tv) - analítico

Clasificación de métodos de estimulación de afluencia durante el desarrollo de pozos.

Desarrollo significa un conjunto de trabajos para inducir el flujo de fluido desde una formación productiva, limpiar la zona cercana al pozo de la contaminación y proporcionar las condiciones para obtener la mayor productividad posible del pozo.

Para obtener una afluencia del horizonte productivo, es necesario reducir la presión en el pozo significativamente por debajo de la presión del yacimiento. Existe diferentes caminos reducciones de presión basadas en la sustitución de un fluido de perforación pesado por uno más ligero o en una disminución suave o brusca del nivel de fluido en la tubería de revestimiento de producción. Para inducir una afluencia de una formación compuesta de rocas débilmente estables, se utilizan métodos de reducción suave de la presión o con una pequeña amplitud de fluctuaciones de presión para evitar la destrucción del yacimiento. Si el yacimiento está compuesto por una roca muy sólida, a menudo el mayor efecto se obtiene con una fuerte creación de grandes depresiones. Al elegir el método de estimulación del flujo de entrada, la magnitud y naturaleza de la depresión, es necesario tener en cuenta la estabilidad y estructura de la roca del yacimiento, la composición y propiedades de los líquidos que la saturan, el grado de contaminación durante la apertura, el presencia de horizontes permeables ubicados cerca de la parte superior e inferior, la resistencia del revestimiento y el estado del soporte del pozo. Con una creación muy aguda de una gran depresión, es posible una violación de la resistencia y la estanqueidad del revestimiento, y con un aumento breve pero fuerte de la presión en el pozo, es posible la absorción de fluidos en la formación productiva.

Reemplazo de un líquido pesado por uno más ligero. La sarta de tubería se corre casi hasta el fondo si el yacimiento está compuesto de roca bien estable, o aproximadamente hasta las perforaciones superiores si la roca no es lo suficientemente estable. El fluido generalmente se reemplaza por el método de circulación inversa: una bomba de pistón móvil se bombea al espacio anular con un fluido cuya densidad es menor que la densidad del fluido de perforación en la sarta de producción. A medida que el fluido más ligero llena el anillo y desplaza el fluido más pesado en la tubería, la presión en la bomba aumenta. Alcanza su máximo en el momento en que el fluido ligero se acerca a la zapata del tubo. p umt = (p pr -r standby) qz nkt + p nkt + p mt, donde p pr y p standby es la densidad de líquidos pesados ​​y livianos, kg / m; z tubería: profundidad de funcionamiento de la sarta de tubería, m; p nkt y p mt son pérdidas hidráulicas en la sarta de tubería y en el espacio anular, Pa. Esta presión no debe exceder la presión de la bomba de presión de la carcasa de producción.< p оп.

Si la roca es débilmente estable, el valor de la disminución de densidad en un ciclo de circulación se reduce aún más, a veces hasta p -p = 150-200 kg / m3. Al planificar el trabajo para llamar a la entrada, debe tener esto en cuenta y preparar con anticipación contenedores con un stock de líquidos de densidades adecuadas, así como equipos para el control de densidad.

Cuando se bombea un fluido para encendedor, el pozo se monitorea de acuerdo con las lecturas de los manómetros y la relación de las tasas de flujo de los fluidos bombeados al espacio anular y que fluyen hacia afuera de la tubería. Si aumenta la velocidad de flujo del fluido saliente, esto es un signo del comienzo del flujo de entrada de la formación. En el caso de un rápido aumento del caudal en la salida de la tubería y una caída de presión en el espacio anular, el flujo de salida se dirige a través de una línea con un estrangulador.

Si la sustitución del fluido de perforación pesado por agua limpia o aceite desgasificado no es suficiente para obtener un flujo estable de la formación, se recurre a otros métodos para aumentar la reducción o el efecto estimulante.

Cuando el yacimiento está compuesto de roca poco estable, es posible una mayor reducción de la presión reemplazando el agua o el aceite con una mezcla de gas y líquido. Para ello, una bomba de pistón y un compresor móvil están conectados al espacio anular del pozo. Después de enjuagar el pozo para limpiar el agua, el flujo de la bomba se controla de modo que la presión en él sea significativamente más baja que la presión permitida para el compresor, y la tasa de flujo descendente es de aproximadamente 0,8-1 m / s, y el compresor está encendido. . El flujo de aire suministrado por el compresor se mezcla en el aireador con el flujo de agua suministrado por la bomba, y la mezcla gas-líquido entra en el espacio anular; Al mismo tiempo, la presión en el compresor y la bomba comenzará a aumentar y alcanzará un máximo en el momento en que la mezcla se acerque a la zapata de la tubería. A medida que la mezcla de gas y líquido se mueve a lo largo de la tubería y el agua sin gas se desplaza, las presiones en el compresor y la bomba disminuirán. El grado de aireación y reducción de la presión estática en el pozo se incrementa en pequeños pasos después de completar uno o dos ciclos de circulación para que la presión en el espacio anular en la boca del pozo no exceda el compresor permitido.

Un inconveniente importante de este método es la necesidad de mantener un caudal de aire y agua suficientemente alto. Es posible reducir significativamente el consumo de aire y agua y asegurar una reducción efectiva de la presión en el pozo utilizando espuma de dos fases en lugar de una mezcla de agua y aire. Tales espumas se preparan a base de agua salina, aire y un tensioactivo espumante adecuado.

Reducir la presión en el pozo mediante un compresor. Para inducir la afluencia de formaciones compuestas de rocas fuertes y estables, se usa ampliamente el método de compresor para reducir el nivel de líquido en el pozo. La esencia de una de las variedades de este método es la siguiente. Un compresor móvil inyecta aire en el espacio anular de tal manera que empuja hacia atrás el nivel de líquido en él lo más profundamente posible, airea el líquido en la tubería y crea una depresión necesaria para obtener un flujo de entrada de la formación productiva. Si el nivel de fluido estático en el pozo antes del inicio de la operación está en la boca del pozo, la profundidad a la que el nivel en el espacio anular se puede empujar hacia atrás cuando se inyecta aire.

Si z cn> z tubería, entonces el aire inyectado por el compresor entrará en la tubería y comenzará a airear el líquido en ellos tan pronto como el nivel en el espacio anular descienda hasta la zapata de la tubería.

Si z cn> z tubería, luego, preliminarmente, cuando se ejecuta la tubería en los pozos, se instalan válvulas de arranque especiales en ellos. La válvula de arranque superior se instala a una profundidad de z "start = z" cn - 20m. Cuando el aire es inyectado por el compresor, la válvula de arranque se abrirá en el momento en que las presiones en la tubería y en el espacio anular a la profundidad de su instalación sean iguales; en este caso, el aire comenzará a escapar a través de la válvula hacia la tubería y aireará el líquido, y la presión en el anillo y en la tubería disminuirá. Si, después de reducir la presión en el pozo, la entrada de la formación no comienza y casi todo el líquido de la tubería por encima de la válvula es desplazado por aire, la válvula se cerrará, la presión en el espacio anular aumentará nuevamente y el el nivel de líquido descenderá a la siguiente válvula. La profundidad z "" de la instalación de la siguiente válvula se puede encontrar a partir de la ecuación si ponemos z = z "" + 20 y z st = z "ch.

Si, antes del inicio de la operación, el nivel de líquido estático en el pozo se encuentra significativamente por debajo de la cabeza del pozo, entonces cuando se inyecta aire en el espacio anular y el nivel de líquido se empuja hacia atrás a la profundidad z cf, la presión sobre el depósito aumenta, lo que puede provocar la absorción de una parte del líquido en él. Es posible evitar la absorción de fluido en la formación si se instala un empaquetador en el extremo inferior de la sarta de tubería y se instala una válvula especial dentro de la tubería, y con la ayuda de estos dispositivos, la zona de la formación productiva es separado del resto del pozo. En este caso, cuando se inyecta aire en el espacio anular, la presión sobre la formación permanecerá sin cambios hasta que la presión en la sarta de tubería por encima de la válvula caiga por debajo de la presión de formación. Tan pronto como la reducción sea suficiente para el flujo de entrada del fluido de formación, la válvula se elevará y el fluido de formación comenzará a subir a lo largo de la tubería.

Luego de recibir una afluencia de petróleo o gas, el pozo debe funcionar durante algún tiempo con el mayor caudal posible, de modo que el fluido de perforación y su filtrado, así como otras partículas limosas que hayan penetrado allí, puedan ser removidas de las inmediaciones. zona de pozo; en este caso, se regula el caudal para que no comience la destrucción del embalse. Periódicamente se toman muestras del fluido que sale del pozo para estudiar su composición y propiedades y controlar el contenido de partículas sólidas en él. La disminución en el contenido de partículas sólidas se usa para juzgar el progreso de la limpieza de la contaminación de la zona cercana al pozo.

Si, a pesar de la creación de una gran reducción, el caudal del pozo es bajo, generalmente recurren a varios métodos para estimular la formación.

Clasificación de métodos de estimulación durante el desarrollo de pozos.

A partir del análisis de factores controlados, es posible construir una clasificación de métodos de estimulación artificial tanto en la formación en su conjunto como en la zona de fondo de pozo de cada pozo específico. De acuerdo con el principio de acción, todos los métodos de influencia artificial se dividen en los siguientes grupos:

1. Hidro-gasdinámico.

2. Fisicoquímico.

3. Térmica.

4. Combinado.

Entre los métodos de estimulación artificial del reservorio, los más extendidos son los métodos dinámicos de hidrocarburos asociados con el control de la magnitud de la presión del reservorio inyectando varios fluidos en el reservorio. Hoy en día, más del 90% del petróleo producido en Rusia está asociado con métodos de control de la presión del yacimiento mediante la inyección de agua en el yacimiento, denominados métodos de inyección de agua de mantenimiento de la presión del yacimiento (RPM). En varios campos, el mantenimiento de la presión del yacimiento se realiza mediante inyección de gas.

El análisis de desarrollo de campo muestra que si la presión del yacimiento es baja, el circuito de suministro está lo suficientemente lejos de los pozos o el modo de drenaje no está activo, la tasa de recuperación de petróleo puede ser bastante baja; El factor de recuperación de petróleo también es bajo. En todos estos casos es necesario el uso de uno u otro sistema RPM.

Así, los principales problemas de la gestión del proceso de desarrollo de reservas mediante la estimulación artificial del embalse están asociados al estudio de las inundaciones.

Los métodos de impacto artificial en las zonas de fondo de pozo del pozo tienen una gama de posibilidades significativamente más amplia. El impacto en la zona cercana al pozo se lleva a cabo ya en la etapa de apertura inicial del horizonte productivo en el proceso de construcción del pozo, que, por regla general, conduce a un deterioro de las propiedades de la zona de fondo de pozo. Los más extendidos son los métodos para influir en la zona de fondo de pozo durante la operación de los pozos, los cuales, a su vez, se dividen en métodos de estimulación de afluencia o inyectividad y métodos de limitación o aislamiento de afluencia de agua (trabajos de reparación y aislamiento - RIR).

La clasificación de métodos para estimular la zona cercana al pozo con el fin de estimular la afluencia o inyectividad se presenta en pestaña. 1, y para restringir o aislar las entradas de agua - en pestaña. 2... Es bastante obvio que las tablas anteriores, al ser bastante completas, contienen solo los métodos de influencia artificial más probados en la práctica sobre el CCD. No excluyen, sino por el contrario, sugieren la necesidad de adiciones tanto en términos de los métodos de exposición como de los materiales utilizados.

Antes de proceder a la consideración de los métodos de manejo del proceso de desarrollo de reservas, observamos que el objeto de estudio es un sistema complejo que consiste en un reservorio (zona saturada de petróleo y área de recarga) con sus propiedades de reservorio y fluidos saturantes y una determinada número de pozos ubicados sistemáticamente en el reservorio. Este sistema está unificado en un aspecto hidrodinámico, de lo que se deduce que cualquier cambio en cualquiera de sus elementos conduce automáticamente a un cambio correspondiente en el funcionamiento de todo el sistema, es decir. este sistema es autoajustable.

Describa los medios técnicos para obtener información operativa durante la perforación.

Soporte informativo del proceso de perforación de pozos de petróleo y gas es el eslabón más importante en el proceso de construcción de pozos, especialmente cuando se introducen y desarrollan nuevos campos de petróleo y gas.

Los requisitos de apoyo informativo para la construcción de pozos de petróleo y gas en esta situación son transferir tecnologías de la información a la categoría de tecnologías de la información y la información, en las que el apoyo informativo, junto con la obtención de la cantidad de información requerida, daría un beneficio económico adicional, efecto tecnológico o de otro tipo. Estas tecnologías incluyen los siguientes trabajos complejos:

control de los parámetros tecnológicos de la superficie y selección de los modos de perforación más óptimos (por ejemplo, selección de cargas óptimas en la broca, asegurando alta velocidad penetraciones);

mediciones de fondo de pozo y registro durante la perforación (sistemas MWD y LWD);

mediciones y recolección de información, acompañadas del control simultáneo del proceso tecnológico de perforación (control de la trayectoria de un pozo horizontal mediante orientadores de fondo de pozo controlados de acuerdo con los datos de los sistemas de telemetría de fondo de pozo).

En el soporte de información del proceso de construcción de pozos, los investigación geológica y tecnológica (GTI)... La tarea principal del servicio GTI es estudiar la estructura geológica de la sección del pozo, identificar y evaluar formaciones productivas y mejorar la calidad de la construcción del pozo en base a la información geológica, geoquímica, geofísica y tecnológica obtenida durante la perforación. La información operativa que recibe el servicio GTI es de gran importancia a la hora de perforar pozos exploratorios en regiones poco estudiadas con condiciones mineras y geológicas difíciles, así como a la hora de perforar pozos direccionales y horizontales.

Sin embargo, debido a los nuevos requisitos para el soporte de información del proceso de perforación, las tareas resueltas por el servicio GTI se pueden ampliar significativamente. El personal altamente calificado del operador del lote GTI que trabaja en la plataforma de perforación es capaz de resolver prácticamente una gama completa de tareas para el apoyo de información del proceso de perforación:

investigación geológica, geoquímica y tecnológica;

mantenimiento y trabajo con sistemas de telemetría (sistemas MWD y LWD);

mantenimiento de sistemas autónomos de medición y registro, bajados en tuberías;

control de los parámetros del lodo de perforación;

control de calidad del revestimiento de pozos;

estudios de fluidos de formación durante las pruebas y las pruebas de pozos;

explotación forestal con cable;

servicios de supervisión, etc.

En varios casos, la combinación de estos trabajos en lotes GTI es económicamente más rentable y le permite ahorrar en costos no productivos para el mantenimiento de cuadrillas geofísicas especializadas y con un enfoque limitado, para minimizar los costos de transporte.

Sin embargo, actualmente no existen medios técnicos y software-metodológicos para combinar las obras enumeradas en una sola cadena tecnológica en la estación GTI.

Por lo tanto, se hizo necesario desarrollar una estación GTI más avanzada de una nueva generación, que ampliará la funcionalidad de la estación GTI. Considere las principales áreas de trabajo en este caso.

Requisitos básicos para estación GTI moderna es confiabilidad, versatilidad, modularidad y contenido de información.

Estructura de la estación se muestra en la Fig. 1. Se basa en el principio de sistemas de adquisición remota distribuidos que se interconectan mediante una interfaz en serie estándar. Los principales sistemas de recolección aguas abajo son concentradores diseñados para desacoplar la interfaz en serie y conectar partes componentes estaciones: módulo de registro de gas, módulo de instrumentos geológicos, sensores digitales o analógicos, tableros de información. A través de los mismos concentradores, otros módulos y sistemas autónomos se conectan al sistema de adquisición (a la computadora de registro del operador): un módulo de control de calidad de revestimiento de pozo (bloque múltiple), módulos de superficie de sistemas de telemetría de fondo de pozo, sistemas de registro de datos geofísicos como "Héctor "o" Volcán "y etc.

Arroz. 1. Simplificado esquema estructural Estaciones GTI

Los concentradores deben proporcionar simultáneamente aislamiento galvánico de los circuitos de comunicación y suministro de energía. Dependiendo de las tareas asignadas a la estación GTI, el número de concentradores puede ser diferente, desde varias unidades hasta varias decenas de unidades. Software La estación GTI proporciona compatibilidad total y un trabajo bien coordinado en un único entorno de software de todos los medios técnicos.

Sensores de parámetros de proceso

Los sensores de parámetros tecnológicos utilizados en las estaciones GTI son uno de los componentes más importantes de la estación. La precisión de las lecturas y la confiabilidad del funcionamiento de los sensores determina en gran medida la eficiencia del servicio de registro de lodo en la resolución de problemas de seguimiento y gestión operativa del proceso de perforación. Sin embargo, debido a las duras condiciones de funcionamiento (amplio rango de temperatura de –50 a +50 ºС, ambiente agresivo, fuertes vibraciones, etc.), los sensores siguen siendo el eslabón más débil y poco confiable en los medios técnicos de GTI.

La mayoría de los sensores utilizados en los lotes de producción de GTI se desarrollaron a principios de los años 90 utilizando componentes de hardware nacionales y elementos de medición primarios de producción nacional. Además, debido a la falta de opciones, se utilizaron convertidores primarios disponibles públicamente, que no siempre cumplían con los estrictos requisitos de trabajar en una plataforma de perforación. Esto explica la fiabilidad insuficientemente alta de los sensores utilizados.

Los principios de los sensores de medición y sus soluciones de diseño se han seleccionado en relación con las plataformas de perforación domésticas del modelo anterior y, por lo tanto, su instalación en plataformas de perforación modernas, y más aún en plataformas de perforación de fabricación extranjera, es difícil.

De lo anterior se desprende que el desarrollo de una nueva generación de sensores es extremadamente relevante y oportuno.

Al desarrollar sensores GTI, uno de los requisitos es su adaptación a todos los equipos de perforación existentes en el mercado ruso.

La disponibilidad de una amplia selección de convertidores primarios de alta precisión y microprocesadores de pequeño tamaño altamente integrados hace posible desarrollar sensores programables de alta precisión con gran funcionalidad. Los sensores tienen una tensión de alimentación unipolar y simultáneamente salidas digitales y analógicas. Los sensores se calibran y configuran utilizando software de una computadora de la estación; se proporciona la posibilidad de compensación de software para errores de temperatura y linealización de las características del sensor. La parte digital de la placa electrónica para todo tipo de sensores es del mismo tipo y solo se diferencia en la configuración del programa interno, lo que la hace unificada e intercambiable durante los trabajos de reparación. Apariencia Los sensores se muestran en la Fig. 2.

Arroz. 2. Sensores de parámetros tecnológicos

Célula de carga de gancho tiene una serie de características (Fig. 3). El principio de funcionamiento del sensor se basa en la medición de la fuerza de tensión del cable en el "callejón sin salida" utilizando un sensor de fuerza de galgas extensométricas. El sensor tiene un procesador incorporado y una memoria no volátil. Toda la información se registra y almacena en esta memoria. La capacidad de la memoria le permite guardar la cantidad mensual de información. El sensor puede equiparse con una fuente de alimentación autónoma, que asegura el funcionamiento del sensor cuando la fuente de alimentación externa está desconectada.

Arroz. 3. Sensor de peso en el gancho

Tablero de información del perforador diseñado para mostrar y visualizar la información recibida de los sensores. La apariencia del marcador se muestra en la Fig. 4.

En el panel frontal de la consola del perforador, hay seis escalas lineales con indicación digital adicional para mostrar los parámetros: torque en el rotor, presión de entrada, densidad de entrada de la entrada, nivel de vida en el tanque, caudal de flujo en el entrada, caudal de flujo en la salida. Los parámetros del peso en el gancho, la carga en el bit, por analogía con el GIV, se muestran en dos diales con duplicación adicional en forma digital. En la parte inferior de la pantalla hay una escala lineal para mostrar la velocidad de perforación, tres indicadores digitales para mostrar los parámetros: profundidad del fondo del pozo, posición sobre el fondo del pozo, contenido de gas. El indicador alfanumérico está diseñado para mostrar mensajes de texto y advertencias.

Arroz. 4. Aspecto del tablero de información

Módulo geoquímico

El módulo geoquímico de la estación incluye un cromatógrafo de gases, un analizador del contenido total de gas, una línea aire-gas y un desgasificador de lodos de perforación.

La parte más importante del módulo geoquímico es el cromatógrafo de gases. Para una identificación inequívoca y clara de los intervalos productivos en el proceso de apertura, se necesita un dispositivo muy confiable, preciso y altamente sensible, que permita determinar la concentración y composición de los gases de hidrocarburos saturados en el rango de 110 - 5 a 100%. Para ello, para completar la estación GTI, un cromatógrafo de gases "Rubin"(Fig. 5) (ver artículo en este número de NTV).

Arroz. 5. Cromatógrafo de campo "Rubin"

La sensibilidad del módulo geoquímico de la estación GTI también se puede incrementar aumentando el coeficiente de desgasificación del lodo de perforación.

Para aislar el gas de fondo de pozo disuelto en el fluido de perforación, utilice desgasificadores de dos tipos(figura 6):

desgasificadores flotantes de acción pasiva;

Desgasificadores activos con división de flujo forzado.

Desgasificadores de flotador Sin embargo, de funcionamiento sencillo y fiable, proporcionan un coeficiente de desgasificación de no más del 1-2%. Desgasificadores con división de flujo forzado pueden proporcionar una relación de desgasificación de hasta el 80-90%, pero son menos fiables y requieren un control constante.

Arroz. 6. Desgasificadores de lodo de perforación

a) un desgasificador de flotador pasivo; b) desgasificador activo

El análisis continuo del contenido total de gas se lleva a cabo utilizando sensor de gas total remoto... La ventaja de este sensor sobre los tradicionales analizadores de gas total ubicados en la estación radica en la eficiencia de la información recibida, ya que el sensor se ubica directamente en la plataforma de perforación y se elimina el tiempo de demora para el transporte de gas desde la plataforma de perforación a la estación. Además, para el conjunto completo de estaciones, sensores de gas para medir las concentraciones de componentes no hidrocarbonados de la mezcla de gases analizada: hidrógeno H 2, monóxido de carbono CO, sulfuro de hidrógeno H 2 S (Fig. 7).

Arroz. 7. Sensores para medir el contenido de gas

Módulo geológico

El módulo geológico de la estación prevé el estudio de cortes de perforación, núcleos y fluido de formación en el proceso de perforación de un pozo, registro y procesamiento de los datos obtenidos.

Los estudios realizados por los operadores de la estación GTI permiten resolver lo siguiente principales tareas geológicas:

disección litológica del corte;

asignación de recolectores;

evaluación de la naturaleza de la saturación del yacimiento.

Para una solución rápida y de alta calidad de estos problemas, se determinó la lista más óptima de instrumentos y equipos y, en base a esto, se desarrolló un complejo de instrumentos geológicos (Fig. 8).

Arroz. 8. Equipos e instrumentos del módulo geológico de la estación.

Medidor de carbono con microprocesador KM-1A está diseñado para determinar la composición mineral de las rocas en secciones de carbonato mediante esquejes y núcleos. Este dispositivo permite determinar el porcentaje de calcita, dolomita y residuo insoluble en la muestra de roca estudiada. El dispositivo tiene un microprocesador incorporado que calcula el porcentaje de calcita y dolomita, cuyos valores se muestran en una pantalla digital o en una pantalla de monitor. Se ha desarrollado una modificación del carbonatómero, que permite determinar el contenido del mineral de siderita en la roca (densidad 3,94 g / cm 3), lo que afecta la densidad de las rocas carbonatadas y el cemento de las rocas terrígenas, lo que puede reducir significativamente los valores de porosidad.

Medidor de densidad de lodos PSh-1 está destinado a la medición rápida de la densidad y la evaluación de la porosidad total de las rocas a partir de cortes y núcleos. El principio de medición del dispositivo es hidrométrico, basado en el pesaje de la muestra de lodo investigada en aire y agua. El densímetro PSh-1 se puede utilizar para medir la densidad de rocas con una densidad de 1,1-3 g / cm³ .

Instalación PP-3 está diseñado para identificar rocas de yacimiento y estudiar las propiedades de yacimiento de las rocas. Este dispositivo permite determinar la densidad volumétrica, mineralógica y la porosidad total. El principio de medición del dispositivo es termogravimétrico, basado en la medición de alta precisión del peso de la muestra de roca investigada, previamente saturada con agua, y el monitoreo continuo del cambio de peso. esta muestra como la humedad se evapora cuando se calienta. En el momento de la evaporación de la humedad, se puede juzgar el valor de la permeabilidad de la roca estudiada.

Unidad de destilación de líquidos UDZh-2 destinado a evaluación de la naturaleza de la saturación de los yacimientos de roca por cortes y núcleos, propiedades de densidad de filtración, y también permite determinar la saturación de agua y petróleo residual de núcleos y cortes de perforación directamente en la plataforma de perforación debido al uso de un nuevo enfoque en el sistema de enfriamiento por destilado. La unidad utiliza un sistema de enfriamiento de condensado basado en un elemento termoeléctrico Peltier en lugar de los intercambiadores de calor de agua usados ​​en dichos dispositivos. Esto reduce las pérdidas de condensado al proporcionar un enfriamiento controlado. El principio de funcionamiento de la instalación se basa en el desplazamiento de los fluidos de formación de los poros de las muestras de roca debido al exceso de presión que surge durante el calentamiento controlado termostáticamente de 90 a 200 ºС ( 3 ºС), condensación de vapores en un intercambiador de calor y separación de condensado formado durante la destilación por densidad en aceite y agua.

Unidad de pirólisis y desorción térmica permite determinar la presencia de hidrocarburos libres y sorbidos a partir de pequeñas muestras de rocas (cortes, trozos de núcleo), así como evaluar la presencia y grado de transformación de materia orgánica, y en base a la interpretación de los datos obtenidos, para distinguir en las secciones de los pozos los intervalos de los reservorios, las cubiertas de los sedimentos productores y también para evaluar la naturaleza de la saturación de los colectores.

Espectrómetro de infrarrojos creado para determinación de la presencia y valoración cuantitativa del hidrocarburo presente en la roca estudiada (gas condensado, petróleo ligero, crudo pesado, betún, etc.) con el fin de evaluar la naturaleza de la saturación del yacimiento.

Luminoscopio LU-1M con un iluminador UV remoto y un dispositivo para fotografiar, está destinado a examinar cortes de perforación y muestras de testigos bajo iluminación ultravioleta para determinar la presencia de sustancias bituminosas en la roca, así como para su evaluación cuantitativa. El principio de medición del dispositivo se basa en la propiedad de los bitumoides, cuando se irradian con rayos ultravioleta, para emitir un resplandor "frío", cuya intensidad y color permiten determinar visualmente la presencia, composición cualitativa y cuantitativa del betún en la roca estudiada para evaluar la naturaleza de la saturación del yacimiento. El dispositivo para fotografiar campanas está diseñado para documentar los resultados del análisis de luminiscencia y ayuda a eliminar el factor subjetivo en la evaluación de los resultados del análisis. El iluminador remoto permite el examen preliminar de un núcleo de gran tamaño en el sitio de perforación para detectar la presencia de bitumoides.

Secador de lodos OSH-1 diseñado para el secado rápido de muestras de lodo bajo la influencia del flujo de calor. El deshumidificador tiene un temporizador ajustable incorporado y varios modos para ajustar la intensidad y la temperatura del flujo de aire.

Las capacidades técnicas e informativas de la estación GTI descrita cumplen con los requisitos modernos y permiten implementar nuevas tecnologías para el apoyo de la información para la construcción de pozos de petróleo y gas.

Características mineras y geológicas del tramo, que inciden en la ocurrencia, prevención y eliminación de complicaciones.

Las complicaciones en el proceso de perforación surgen por las siguientes razones: condiciones mineras y geológicas difíciles; escasa conciencia de ellos; baja velocidad de perforación, por ejemplo, debido a un largo tiempo de inactividad, soluciones tecnológicas deficientes incorporadas en el diseño técnico para la construcción de un pozo.

Con perforaciones complicadas, los accidentes ocurren con mayor frecuencia.

Es necesario conocer las características mineras y geológicas para la correcta elaboración de un proyecto de construcción de un pozo, para prevenir y atender complicaciones durante la ejecución del proyecto.

Presión del yacimiento (Ppl): presión del fluido en rocas con porosidad abierta. Este es el nombre de las rocas en las que los vacíos se comunican entre sí. En este caso, el fluido de formación puede fluir de acuerdo con las leyes de la hidromecánica. Tales rocas incluyen rocas de taponamiento, areniscas, reservorios de horizontes productivos.

La presión de los poros (Ppor) es la presión en los huecos cerrados, es decir, la presión del fluido en el espacio de los poros, en el que los poros no se comunican entre sí. Tales propiedades son poseídas por arcillas, rocas saladas, cubiertas de embalses.

Presión de la roca (Pg): presión hidrostática (geoestática) a la profundidad considerada desde los estratos aguas arriba del HF.

El nivel estático del fluido de formación en el pozo, determinado por la igualdad de la presión de esta columna con la presión de formación. El nivel puede estar por debajo de la superficie de la tierra (el pozo absorberá), coincidir con la superficie (hay equilibrio) o estar por encima de la superficie (el pozo está brotando) Рпл = rgz.

Nivel de fluido dinámico en el pozo: se establece por encima del nivel estático cuando se agrega al pozo y por debajo cuando se extrae líquido, por ejemplo, cuando se bombea con una bomba sumergible.

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

Represión Р = Рskv-Рпл> 0 - la presión en el pozo no es mayor que la presión del yacimiento. Tiene lugar la absorción.

El coeficiente de presión de formación anómala Ka = Rpl / rvgzpl (1), donde zpl es la profundidad de la parte superior del yacimiento considerado, rw es la densidad del agua, g es la aceleración de la gravedad. Ka<1=>ANPD; Ka> 1 => AHPD.

Presión de pérdida o fracturamiento Pp es la presión a la que se absorben todas las fases del fluido de perforación o lechada. El valor de Pp se determina empíricamente a partir de datos de observación durante la perforación o con la ayuda de estudios especiales en el pozo. Los datos obtenidos se utilizan para perforar otros pozos similares.

Gráfico de presión compuesta por complicaciones. Selección de la primera variante del diseño del pozo.

Gráfico de presión combinado. Selección de la primera variante del diseño del pozo.

Para elaborar correctamente un diseño técnico para la construcción de pozos, es necesario conocer con exactitud la distribución de presiones (poros) de yacimiento y presiones de absorción (fracturamiento hidráulico) sobre profundidad, o lo que es lo mismo, la distribución de Ka y Kp (en forma adimensional). La distribución de Ka y Kp se presenta en el gráfico de presión combinada.

Distribución de Ka y Kp a lo largo de la profundidad z.

· Diseño de pozo (1ª opción), que se especifica posteriormente.

Se puede ver en este gráfico que tenemos tres intervalos de profundidad con condiciones de perforación compatibles, es decir, aquellas en las que se puede utilizar un fluido con la misma densidad.

Es especialmente difícil perforar cuando Ka = Kp. La perforación se vuelve muy difícil cuando Ka = Kp<1. В этих случаях обычно бурят на поглощение или применяют промывку аэрированной жидкостью.

Después de la apertura del intervalo absorbente, se realizan trabajos de aislamiento, por lo que el Kp aumenta (artificialmente), lo que permite, por ejemplo, cementar la carcasa.

Diagrama del sistema de circulación de pozos

Esquema del sistema de circulación de pozos y diagrama de distribución de presión en él.

Esquema: 1. Cincel, 2. Motor de fondo de pozo, 3. Taladro, 4. BT, 5. Unión de herramienta, 6. Cuadrado, 7. Giratorio, 8. Manguito de perforación, 9. Elevador, 10. Tubería de presión (colector), 11 Bomba, 12. Boquilla de succión, 13. Sistema de canal, 14. Criba vibratoria.

1. Línea de distribución de presión hidrostática.

2. Línea de distribución de presión hidráulica en la caja de cambios.

3. Línea de distribución de presión hidráulica en BT.

La presión del fluido de perforación sobre la formación debe estar siempre dentro del área sombreada entre Ppl y Pp.

A través de cada conexión roscada del BK, el líquido intenta fluir desde la tubería hacia el espacio anular (durante la circulación). Esta tendencia se debe a la caída de presión en las tuberías y el BC. Las fugas rompen la conexión roscada. En igualdad de condiciones, la desventaja orgánica de perforar con un motor hidráulico de fondo de pozo es una mayor caída de presión en cada conexión roscada, ya que en el motor de fondo de pozo

El sistema de circulación se utiliza para suministrar fluido de perforación desde la boca del pozo hasta los tanques receptores, limpiando los recortes y desgasificando.

La figura muestra un diagrama simplificado del sistema de circulación TsS100E: 1 - tubería de relleno; 2 - tubería de mortero; 3 - unidad de limpieza; 4 - bloque de recepción; 5 - Armario de control de equipos eléctricos.

El diseño simplificado del sistema de circulación es un sistema de canaleta, que consta de una canaleta para el movimiento del mortero, un piso cerca de la canaleta para caminar y limpiar las canaletas, barandillas y la base.

Los canalones pueden estar hechos de tablas de madera de 40 mm y láminas de metal de 3-4 mm. Ancho - 700-800 mm, alto - 400-500 mm. Se utilizan canalones rectangulares y semicirculares. Para reducir el caudal de la solución y la caída de la losa, se instalan tabiques y caídas con una altura de 15-18 cm en las canaletas. En la parte inferior de la canaleta, en estos lugares, se colocan trampillas con válvulas. instalado a través del cual se extrae la roca sedimentada. La longitud total del sistema de canalones depende de los parámetros de los fluidos utilizados, las condiciones y tecnología de perforación, así como de los mecanismos utilizados para limpiar y desgasificar los fluidos. La longitud, por regla general, puede estar en el rango de 20 a 50 m.

Cuando se utilizan conjuntos de mecanismos para la limpieza y desgasificación de la solución (cribas vibratorias, separadores de arena, separadores de lodos, desgasificadores, centrifugadoras), el sistema de canalones se usa solo para suministrar solución desde el pozo al mecanismo y tanques receptores. En este caso, la longitud del sistema de canalones depende solo de la ubicación de los mecanismos y depósitos en relación con el pozo.

En la mayoría de los casos, el sistema de canalones se monta sobre bases metálicas en tramos con una longitud de 8-10 my una altura de hasta 1 m. Dichos tramos se instalan en racks telescópicos de acero que regulan la altura de instalación de los canalones, esto hace es más fácil desmontar el sistema de canalones en invierno. Entonces, cuando los recortes se acumulan y se congelan debajo de las ranuras, las ranuras junto con las bases se pueden quitar de las rejillas. Se monta un sistema de canalones con una pendiente en la dirección del movimiento de la solución; el sistema de canaleta se conecta a la boca del pozo con una tubería o una canaleta de menor sección y con mayor pendiente para aumentar la velocidad de la solución y reducir la lluvia de purines en este lugar.

En la tecnología moderna de perforación de pozos, se imponen requisitos especiales a los fluidos de perforación, según los cuales el equipo para limpiar la solución debe garantizar una limpieza de alta calidad de la solución de la fase sólida, mezclarla y enfriarla, y también eliminar el lodo de la solución. que ingresaron desde formaciones saturadas de gas durante la perforación. En relación con estos requisitos, las plataformas de perforación modernas están equipadas con sistemas de circulación con un cierto conjunto de mecanismos unificados: tanques, dispositivos para limpiar y preparar fluidos de perforación.

Los mecanismos del sistema de circulación proporcionan una limpieza en tres etapas del fluido de perforación. Desde el pozo, la solución ingresa a la criba vibratoria en la primera etapa de limpieza gruesa y se recoge en el sumidero del tanque, donde se deposita arena gruesa. Desde el tanque de sedimentación, la solución pasa a la sección del sistema de circulación y es alimentada por una bomba de lodos centrífuga al desgasificador si es necesario desgasificar la solución, y luego al separador de arena, donde se realiza la segunda etapa de limpieza de rocas. hasta 0.074-0.08 mm en pasadas de tamaño. Después de eso, la solución se alimenta al separador de lodos, la tercera etapa de limpieza, donde se eliminan las partículas de roca de hasta 0.03 mm. La arena y el lodo se descargan en un recipiente, desde donde se alimentan a una centrífuga para la separación adicional de la solución de la roca. La solución purificada de la tercera etapa ingresa a los tanques receptores, al bloque receptor de bombas de lodo para alimentarlo al pozo.

El equipo de los sistemas de circulación es ensamblado por la planta en las siguientes unidades:

unidad de purificación de solución;

bloque intermedio (uno o dos);

bloque de recepción.

Los contenedores rectangulares instalados sobre bases de trineo sirven como base para el montaje de los bloques.

Presión hidráulica de lechadas de arcilla y cemento después de detener la circulación.

Absorción. Las razones de su aparición.

PorLa ingestión de fluidos de perforación o rejuntado es un tipo de complicación, que se manifiesta por la extracción de fluido del pozo hacia la formación de rocas. A diferencia de la filtración, las absorciones se caracterizan por el hecho de que todas las fases del líquido ingresan al HP. Y al filtrar, solo unos pocos. En la práctica, las pérdidas también se definen como la extracción diaria de fluido de perforación hacia la formación en un volumen superior a la pérdida natural por filtración y con cortes. Cada región tiene su propio estándar. Por lo general, se permiten varios m3 por día. La absorción es el tipo de complicaciones más común, especialmente en las regiones de Ural-Volga del este y sureste de Siberia. Las absorciones se producen en tramos, que suelen tener MS fracturados, se localizan las mayores deformaciones de las rocas y su erosión es provocada por procesos tectónicos. Por ejemplo, en Tartaristán, el 14% del tiempo del calendario se dedica anualmente a la lucha contra las adquisiciones, lo que supera el tiempo dedicado a las pieles. perforación. Como resultado de las pérdidas, las condiciones de perforación de pozos empeoran:

1.Aumenta el peligro de que la herramienta se pegue, porque la velocidad del flujo ascendente del fluido de perforación se reduce drásticamente por encima de la zona de absorción, si al mismo tiempo las partículas grandes de los recortes no entran en la formación, se acumulan en el pozo y provocan el apriete y el pegado de la herramienta. La probabilidad de que la herramienta se atasque con el lodo de sedimentación aumenta especialmente después de que la bomba se detiene (circulación).

2. Aumentan los derrumbes y deslizamientos de tierra en rocas inestables. HNVP puede surgir de los horizontes que contienen líquido disponibles en la sección. La razón es una disminución de la presión de la columna de líquido. En presencia de dos o más capas abiertas simultáneamente con diferentes coeficientes. Ka y Kp entre ellos, pueden producirse flujos cruzados, complicando los trabajos de aislamiento y posterior cementación del pozo.

Se desperdicia una gran cantidad de tiempo y recursos materiales (rellenos inertes, materiales de obturación) en aislamiento, tiempo de inactividad y accidentes que causan absorción.

Razones para adquisiciones

El papel cualitativo del factor que determina la magnitud de la deriva de la solución hacia la zona de absorción se puede rastrear considerando el flujo de un fluido viscoso en una formación porosa circular o en una ranura circular. La fórmula para calcular el caudal de fluido absorbido en una formación circular porosa se obtendrá resolviendo el sistema de ecuaciones:

1. Ecuación de movimiento (forma de Darcy)

V = K / M * (dP / dr): (1) donde V, P, r, M son la velocidad del flujo, la presión actual, el radio de formación y la viscosidad, respectivamente.

2. Ecuación de conservación de masa (continuidad)

V = Q / F (2) donde Q, F = 2πrh, h es la tasa de absorción de líquido, respectivamente, el área variable a lo largo del radio y el espesor de la zona de absorción.

3. Ecuación de estado

ρ = const (3) resolviendo este sistema de ecuaciones: 2 y 3 en 1 obtenemos:

Q = (K / M) * 2π rH (dP / dr)

Q = (2π HK (Pcon-PAGpl)) / Mln (rk / rc) (4)fórmula Dupies

Se puede obtener una fórmula similar (4) Bussensco para m grietas circulares (ranuras) igualmente abiertas e igualmente espaciadas entre sí.

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

δ - apertura (altura) de la rendija;

m es el número de grietas (ranuras);

M es la viscosidad efectiva.

Es evidente que para reducir el caudal del líquido absorbido según las fórmulas (4) y (5), es necesario aumentar los parámetros en los denominadores y disminuirlos en el numerador.

Según (4) y (5)

Q = £ (H (om), Ppl, rk, Pc, rc, M, K, (o δ)) (6)

Los parámetros incluidos en la función (6) por origen en el momento de la apertura de la zona de absorción se pueden dividir condicionalmente en 3 grupos.

1.grupo - parámetros geológicos;

2.grupo - parámetros tecnológicos;

3er grupo - mixto.

Esta división es condicional, ya que durante la operación, es decir El impacto tecnológico (extracción de fluidos, inundación de agua, etc.) en el reservorio también cambia Ppl, rk

Pérdida en rocas con fracturas cerradas. Característica de curvas indicadoras. Fractura hidráulica y su prevención.

Característica de las curvas indicadoras.

Además, consideraremos la línea 2.

Una curva indicadora aproximada para rocas con fracturas cerradas abiertas artificialmente se puede describir mediante la siguiente fórmula: Pc = Pb + Ppl + 1 / A * Q + BQ2 (1)

Para rocas con fracturas naturalmente abiertas, la curva indicadora es un caso especial de la fórmula (1)

Рс-Рпл = ΔР = 1 / A * Q = A * ΔР

Por lo tanto, en rocas con fracturas abiertas, la pérdida comenzará en cualquier valor de represión, y en rocas con fracturas cerradas, solo después de la creación de una presión igual a la presión de fracturación hidráulica Pc * en el pozo. La principal medida para combatir la pérdida de circulación en rocas con fracturas cerradas (arcilla, sal) es evitar la fractura hidráulica.

Evaluación de la efectividad del trabajo para eliminar la absorción.

La efectividad del trabajo de aislamiento se caracteriza por la inyectividad (A) de la zona de absorción, que se puede lograr durante el trabajo de aislamiento. Si en este caso la inyectividad A obtenida resulta ser menor que un cierto valor tecnológicamente permisible de la inyectividad Aq, que es característica de cada región, entonces el trabajo de aislamiento puede considerarse exitoso. Por lo tanto, las condiciones de aislamiento se pueden escribir como A≤Aq (1) A = Q / Pc- P * (2) Para rocas con grietas abiertas artificialmente P * = Pb + Ppl + Pp (3) donde Pb es la presión lateral de la roca, Rr - resistencia a la tracción g.p. En casos particulares Рb y Рр = 0 para rocas con fracturas abiertas naturales А = Q / Pc - Рпл (4), si no se permite la más mínima absorción, entonces Q = 0 y А → 0,

luego Ps<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.

Métodos para tratar la absorción en el proceso de apertura de la zona de absorción.

Los métodos tradicionales de prevención de pérdidas se basan en una disminución de las caídas de presión en la formación absorbente o un cambio en a / t) del fluido filtrante. Si, en lugar de reducir la caída de presión a través de la formación, se aumenta la viscosidad mediante la adición de materiales de obturación, bentonita u otras sustancias, la tasa de absorción cambiará inversamente con el aumento de viscosidad, como se deduce de la fórmula (2.86). En la práctica, si ajusta los parámetros de la solución, la viscosidad solo se puede cambiar dentro de límites relativamente estrechos. La prevención de pérdidas al cambiar a lavado con una solución con mayor viscosidad es posible solo si se desarrollan requisitos científicamente fundamentados para estos fluidos, teniendo en cuenta las peculiaridades de su flujo en la formación. La mejora de los métodos de prevención de pérdidas, basada en la reducción de las caídas de presión en las formaciones absorbentes, está indisolublemente ligada a un estudio profundo y desarrollo de métodos para perforar pozos en equilibrio en el sistema de formación de pozos. El lodo de perforación, que penetra en la formación absorbente hasta una cierta profundidad y se espesa en los canales de absorción, crea un obstáculo adicional para el movimiento del lodo de perforación desde el pozo hacia la formación. La propiedad de la solución de crear resistencia al movimiento del fluido dentro de la formación se utiliza cuando se llevan a cabo medidas preventivas para evitar pérdidas. La fuerza de dicha resistencia depende de las propiedades estructurales y mecánicas de la solución, el tamaño y la forma de los canales, así como de la profundidad de penetración de la solución en la formación.

Para formular los requisitos para las propiedades reológicas de los fluidos de perforación al pasar a través de formaciones absorbentes, consideraremos las curvas (Fig. 2.16) que reflejan la dependencia del esfuerzo cortante y la tasa de deformación de / df para algunos modelos de un Fluido newtoniano. La línea recta 1 corresponde al modelo de un medio viscoplástico, que se caracteriza por el esfuerzo cortante límite τ0. La curva 2 caracteriza el comportamiento de los fluidos pseudoplásticos, en los que la tasa de crecimiento de la tensión se ralentiza con un aumento en la tasa de cizallamiento y las curvas se aplanan. La línea 3 refleja las propiedades reológicas de un fluido viscoso (newtoniano). La curva 4 caracteriza el comportamiento de los fluidos viscoelásticos y dilatantes, en los que el esfuerzo cortante aumenta bruscamente al aumentar la velocidad de deformación. Los fluidos viscoelásticos, en particular, incluyen soluciones débiles de algunos polímeros (óxido de polietileno, goma guar, poliacrilamida, etc.) en agua, que exhiben la propiedad de reducir drásticamente (2-3 veces) la resistencia hidrodinámica durante el flujo de fluidos con alta Números de Reynolds (efecto Toms). Al mismo tiempo, la viscosidad de estos fluidos a medida que se mueven a través de los canales absorbentes será alta debido a las altas tasas de cizallamiento en los canales. La perforación con lavado con fluidos de perforación aireados es una de las medidas radicales en un conjunto de medidas y métodos diseñados para prevenir y eliminar la pérdida de circulación al perforar pozos profundos. La aireación del fluido de perforación reduce la presión hidrostática, contribuyendo así a su retorno en cantidad suficiente a la superficie y, en consecuencia, a la limpieza normal del pozo, así como a la selección de muestras representativas de rocas permeables y fluidos de formación. Los indicadores técnicos y económicos cuando se perforan pozos con lavado de fondo de pozo con solución aireada son más altos en comparación con aquellos cuando se usa agua u otros fluidos de lavado como fluido de perforación. La calidad de penetración de las formaciones productivas también se mejora significativamente, especialmente en campos donde estas formaciones tienen presiones anormalmente bajas.

Una medida eficaz para prevenir la pérdida de circulación es la introducción de rellenos en el fluido de perforación en circulación. El propósito de su uso es crear tampones en los canales de absorción. Estos tampones sirven como base para la deposición de la torta de filtración (lodo) y el aislamiento de las formaciones absorbentes. V.F. Rogers cree que el agente puente puede ser casi cualquier material compuesto de partículas de tamaño suficientemente pequeño y, cuando se introduce en el fluido de perforación, puede ser bombeado por bombas de lodo. En los Estados Unidos, se utilizan más de cien tipos de rellenos y sus combinaciones para taponar los canales de absorción. Como agentes de obstrucción, virutas de madera o líber, escamas de pescado, heno, desechos de caucho, hojas de gutapercha, algodón, cápsulas de algodón, fibras de caña de azúcar, cáscaras de nuez, plásticos granulares, perlita, arcilla expandida, fibras textiles, betún, mica, amianto, cortado papel, musgo, cáñamo rallado, hojuelas de celulosa, cuero, salvado de trigo, frijoles, guisantes, arroz, plumas de pollo, matas de arcilla, esponja, coque, piedra, etc. Estos materiales se pueden utilizar solos y en combinaciones fabricadas por la industria o formuladas antes de su uso ... Determinar la idoneidad de cada material de taponamiento en el laboratorio es difícil debido a la falta de conocimiento del tamaño de los orificios a taponar.

En la práctica extranjera, se presta especial atención a garantizar un embalaje "hermético" de los rellenos. Se adhiere a la opinión de Fernas, según la cual el empaquetamiento más denso de partículas cumple la condición de su distribución de tamaño según la ley de progresión geométrica; Al eliminar la pérdida de circulación, el mayor efecto se puede obtener con un tapón compactado al máximo, especialmente en el caso de extracción instantánea del fluido de perforación.

Los rellenos se subdividen según sus características de calidad en fibrosos, lamelares y granulares. Los materiales fibrosos son de origen vegetal, animal y mineral. Esto también incluye materiales sintéticos. El tipo y tamaño de la fibra afectan significativamente la calidad del trabajo. La estabilidad de las fibras durante su circulación en el fluido de perforación es importante. Los materiales dan buenos resultados al taponar formaciones arenosas y de grava con granos de hasta 25 mm de diámetro, así como al taponar grietas en rocas de grano grueso (hasta 3 mm) y de grano fino (hasta 0,5 mm).

Los materiales lamelares son adecuados para taponar grava gruesa y fracturas de hasta 2,5 mm de tamaño. Estos incluyen: celofán, mica, cáscaras, semillas de algodón, etc.

Materiales granulares: perlita, caucho triturado, trozos de plástico, cáscaras de nueces, etc. La mayoría de ellos taponan eficazmente lechos de grava con granos de hasta 25 mm de diámetro. La perlita da buenos resultados en formaciones de grava con diámetros de grano de hasta 9-12 mm. Una cáscara de nuez con un tamaño de 2.5 mm o menos obstruye grietas de hasta 3 mm de tamaño, y más grandes (hasta 5 mm) y el caucho triturado obstruye grietas de hasta 6 mm de tamaño, es decir. pueden taponar grietas 2 veces más que cuando se utilizan materiales fibrosos o lamelares.

En ausencia de datos sobre el tamaño de los granos y las grietas del horizonte absorbente, se utilizan mezclas de materiales fibrosos con lamelares o granulares, celofán con mica, fibrosos con materiales escamosos y granulares, así como cuando se mezclan materiales granulares: perlita con caucho o cáscaras de nuez. La mejor mezcla para eliminar la absorción a bajas presiones es un lodo altamente coloidal con adición de materiales fibrosos y hojas de mica. Los materiales fibrosos, depositados en la pared del pozo, forman una malla. Las hojas de mica fortalecen esta malla y tapan los canales más grandes en la roca, y encima de todo esto se forma una torta de barro delgada y densa.

Proyecciones de gas-agua-aceite. Sus razones. Señales de entrada de fluidos de formación. Clasificación y reconocimiento de los tipos de manifestaciones.

Durante la absorción, el fluido (enjuague o taponamiento) fluye desde el pozo hacia la formación y, cuando se manifiesta, viceversa, desde la formación hacia el pozo. Razones de admisión: 1) entrada al pozo en el lugar de los recortes de formaciones que contienen líquido. En este caso, la presión en el pozo no es necesariamente más alta o más baja que la presión del yacimiento; 2) si la presión en el pozo es menor que la presión del yacimiento, es decir, hay presión en el yacimiento, las principales razones para la aparición de depresión, es decir, la disminución de la presión en el yacimiento en el pozo, son las siguientes: 1) no rellenar el pozo con fluido de perforación al levantar la herramienta. Se requiere un dispositivo para el llenado automático en el pozo; 2) una disminución en la densidad del líquido de lavado debido a su formación de espuma (formación de gases) cuando el líquido entra en contacto con el aire en la superficie del sistema de canalones, así como debido al tratamiento de p.g. surfactante. Se requiere desgasificación (mecánica, química); 3) perforar un pozo en condiciones incompatibles. Hay dos capas en el diagrama. La primera capa se caracteriza por Ka1 y Kp1; para el segundo Ka2 y Kn2. primera capa debe perforarse con un lodo ρ0.1 (entre Ka1 y Kp1), la segunda capa ρ0.2 (Fig.)

Es imposible abrir la segunda capa en una solución con la densidad de la primera capa, ya que habrá absorción en la segunda capa; 4) fluctuaciones bruscas en la presión hidrodinámica cuando la bomba está parada, disparo y otros trabajos, agravados por un aumento de la tensión cortante estática y la presencia de sellos de aceite en la columna;

5) Densidad de p.w subestimada adoptada en el diseño técnico debido al escaso conocimiento de la distribución real de la presión del yacimiento (Ka), es decir, la geología del área. Estas razones están más relacionadas con los pozos de exploración; 6) un bajo nivel de clarificación operacional de las presiones del yacimiento al predecirlas en el curso de la profundización del pozo. No usar los métodos para predecir el exponente d, exponente σ (sigma), etc. 7) eliminación del agente de ponderación del fluido de perforación y disminución de la presión hidráulica. Los signos de entrada de fluido de formación son: 1) un aumento en el nivel del fluido en circulación en el tanque receptor de la bomba. Se necesita un indicador de nivel; 2) se libera gas de la solución que sale del pozo en la boca del pozo, se observa la ebullición de la solución; 3) después de que se detiene la circulación, la solución continúa saliendo del pozo (el pozo se desborda); 4) la presión aumenta bruscamente en una apertura inesperada de la formación con una presión anormalmente alta. Cuando el aceite ingresa desde los depósitos, su película permanece en las paredes de las cubetas o fluye sobre la solución en las cubetas. Cuando llega el agua de formación, las propiedades del p.zh cambian. Su densidad generalmente disminuye, la viscosidad puede disminuir y puede aumentar (después de la entrada de agua salada). La pérdida de líquido suele aumentar, el pH cambia y la resistencia eléctrica suele disminuir.

Clasificación de la ingesta de líquidos. Se lleva a cabo según la complejidad de las medidas necesarias para su liquidación. Se subdividen en tres grupos: 1) manifestación: entrada no peligrosa de fluidos de formación que no perturban el proceso de perforación y la tecnología de trabajo aceptada; 2) estallido: el flujo de fluidos que puede eliminarse solo mediante un cambio especial con propósito en la tecnología de perforación con los medios y equipos disponibles en la plataforma de perforación; 3) fuente - la entrada de fluido, cuya eliminación requiere el uso de medios y equipos adicionales (excepto los disponibles en la unidad de perforación) y que está asociada con la ocurrencia en el sistema pozo-reservorio de presiones que amenazan la integridad del oc , equipos de boca de pozo y formaciones en la parte no asegurada del pozo.

Instalación de puentes de cemento. Características de la elección de la receta y la preparación de la solución de lechada para la instalación de puentes.

Una de las variedades serias de la tecnología del proceso de cementación es la instalación de puentes de cemento para diversos fines. Mejorar la calidad de los puentes de cemento y mejorar la eficiencia de su operación es una parte integral de la mejora de los procesos de perforación, terminación y operación de pozos. La calidad de los puentes y su durabilidad también determinan la confiabilidad de la protección ambiental. Al mismo tiempo, los datos de campo indican que a menudo hay casos de instalación de puentes de baja resistencia y con fugas, fraguado prematuro de lechada de cemento, tuberías atascadas, etc. Estas complicaciones son causadas no solo y no tanto por las propiedades de los materiales de rejuntado utilizados, sino por las particularidades de las obras mismas durante la instalación de los puentes.

En pozos profundos de alta temperatura, durante estas operaciones, a menudo ocurren accidentes asociados con un espesamiento intensivo y fraguado de una mezcla de soluciones de arcilla y cemento. En algunos casos, los puentes tienen fugas o no son lo suficientemente fuertes. La instalación exitosa de puentes depende de muchos factores naturales y técnicos que determinan las peculiaridades de la formación de la piedra de cemento, así como su contacto y "adhesión" con rocas y tuberías metálicas. Por tanto, la valoración de la capacidad portante del puente como estructura de ingeniería y el estudio de las condiciones existentes en el pozo son obligatorios a la hora de realizar estas obras.

El propósito de la instalación de puentes es obtener una boquilla de piedra de cemento estable a prueba de agua, gas y petróleo de cierta resistencia para la transición al horizonte suprayacente, perforando un nuevo pozo, fortaleciendo la parte inestable y cavernosa del pozo, probando el horizonte. con la ayuda de un probador de yacimientos, reacondicionamiento y conservación o abandono de pozos.

Por la naturaleza de las cargas actuantes, se pueden distinguir dos categorías de puentes:

1) bajo presión de líquido o gas y 2) bajo carga por el peso de la herramienta durante la perforación de un segundo pozo, utilizando un probador de formación o en otros casos (los puentes de esta categoría, además de ser estancos al gas, deben tener un muy alta resistencia mecánica).

El análisis de los datos de campo muestra que los puentes pueden estar sujetos a presiones de hasta 85 MPa, cargas axiales de hasta 2100 kN y esfuerzos cortantes por 1 m de longitud del puente de hasta 30 MPa. Estas cargas significativas surgen cuando se prueban pozos con la ayuda de probadores de yacimientos y en otros tipos de trabajo.

La capacidad de carga de los puentes de cemento depende en gran medida de su altura, la presencia (o ausencia) y el estado de la torta de lodo o los residuos de lodo en la sarta. Al eliminar la parte suelta de la torta de lodo, el esfuerzo cortante es de 0,15 a 0,2 MPa. En este caso, incluso con la aparición de cargas máximas, una altura de puente de 18-25 m es suficiente. La presencia de una capa de lodo de perforación (arcilla) con un espesor de 1-2 mm en las paredes de la cuerda conduce a una disminución en el esfuerzo cortante y un aumento en la altura requerida a 180-250 m. la altura del puente debe calcularse usando la fórmula Nm ≥ Pero - Qm / pDc [τm] (1) donde H0 es la profundidad de instalación de la parte inferior del puente; QM es la carga axial en el puente debido a la caída de presión y descarga de la sarta de tuberías o del probador de formación; Dс - diámetro del pozo; [τm] es la capacidad de carga específica del puente, cuyos valores están determinados tanto por las propiedades adhesivas del material de obturación como por el método de instalación del puente. La estanqueidad del puente también depende de su altura y del estado de la superficie de contacto, ya que la presión a la que se produce la penetración de agua es directamente proporcional a la longitud e inversamente proporcional al grosor de la corteza. Si hay una torta de arcilla entre el revestimiento y la piedra de cemento con un esfuerzo cortante de 6,8 a 4,6 MPa y un espesor de 3 a 12 mm, el gradiente de presión de penetración del agua es de 1,8 y 0,6 MPa por 1 m, respectivamente. de una corteza, la penetración de agua se produce a un gradiente de presión de más de 7,0 MPa por 1 m.

En consecuencia, la estanqueidad del puente también depende en gran medida de las condiciones y el método de instalación. En este sentido, la altura del puente de cemento también debe determinarse a partir de la expresión

Nm ≥ Pero - Рм / [∆р] (2) donde Рм - el valor máximo de la caída de presión que actúa sobre el puente durante su funcionamiento; [∆р] - gradiente de presión permisible de penetración de fluido a lo largo de la zona de contacto entre el puente y la pared del pozo; este valor también se determina principalmente en función del método de instalación del puente, de los materiales de lechada utilizados. De los valores de la altura de los puentes de cemento, determinados por las fórmulas (1) y (2), elija uno mayor.

La instalación de un puente tiene mucho en común con el proceso de cementación de columnas y tiene características que se reducen a lo siguiente:

1) se utiliza una pequeña cantidad de materiales de obturación;

2) la parte inferior de los tubos de llenado no está equipada con nada, el anillo de tope no está instalado;

3) no se utilizan tapones divisores de goma;

4) en muchos casos, los pozos son retrolavados para "cortar" el techo del puente;

5) el puente no está limitado por nada desde abajo y puede extenderse bajo la influencia de la diferencia de densidad entre el cemento y el lodo de perforación.

La instalación de un puente es una operación simple en diseño y método, que en pozos profundos se complica significativamente por factores tales como temperatura, presión, proyecciones de gas-agua y petróleo, etc. La longitud, diámetro y configuración de las tuberías de llenado, propiedades reológicas de Los lodos de cemento y perforación también son importantes, la limpieza del pozo y los modos de flujo descendente y ascendente. La cavernosidad del pozo tiene un impacto significativo en la instalación de un puente en la parte no revestida del pozo.

Los puentes de cemento deben ser lo suficientemente fuertes. La práctica muestra que si, durante la prueba de resistencia, el puente no colapsa cuando se crea una carga axial específica de 3.0-6.0 MPa sobre él y se descarga simultáneamente, entonces sus propiedades de resistencia satisfacen las condiciones para perforar un nuevo eje y cargar con el peso. de la sarta de tuberías o un probador de formación.

Al instalar puentes para perforar un nuevo eje, se les impone un requisito de altura adicional. Esto se debe al hecho de que la resistencia de la parte superior (H1) del puente debe garantizar la posibilidad de perforar un nuevo pozo con una intensidad de curvatura permitida, y la parte inferior (H0): aislamiento confiable del pozo antiguo. Nm = H1 + Ho = (2Dc * Rc) 0.5+ Ho (3)

donde Rc es el radio de curvatura del tronco.

El análisis de los datos disponibles muestra que la obtención de puentes confiables en pozos profundos depende de un conjunto de factores que actúan simultáneamente, que pueden dividirse en tres grupos.

El primer grupo - factores naturales: temperatura, presión y condiciones geológicas (cavernosidad, fracturamiento, acción de aguas agresivas, producción y absorción de agua y gas).

El segundo grupo: factores tecnológicos: la velocidad del flujo de cemento y fluidos de perforación en tuberías y espacio anular, las propiedades reológicas de las soluciones, la composición química y mineralógica del aglutinante, las propiedades físicas y mecánicas de la lechada de cemento y la piedra. , el efecto de contracción del cemento del pozo de petróleo, la compresibilidad del fluido de perforación, la heterogeneidad de las densidades, la coagulación del lodo de perforación al mezclarlo con el cemento (la formación de pastas de alta viscosidad), el tamaño del espacio anular y la excentricidad de las tuberías en el pozo, el tiempo de contacto del fluido tampón y la lechada de cemento con la torta de lodo.

El tercer grupo - factores subjetivos: el uso de materiales de taponamiento inaceptable para las condiciones dadas; selección incorrecta de la formulación de la solución en el laboratorio; preparación insuficiente del pozo y uso de lodos de perforación con altos valores de viscosidad, SST y pérdida de fluidos; errores en la determinación de la cantidad de fluido exprimido, la ubicación de la herramienta de llenado, la dosis de reactivos para mezclar la lechada de cemento en el pozo; el uso de un número insuficiente de unidades de cementación; el uso de una cantidad insuficiente de cemento; bajo grado de organización del proceso de instalación del puente.

Un aumento de temperatura y presión contribuye a una intensa aceleración de todas las reacciones químicas, provocando un rápido espesamiento (pérdida de capacidad de bombeo) y fraguado de las lechadas de cemento, que, después de breves paradas de circulación, a veces no se pueden prensar.

Hasta ahora, el método principal para instalar puentes de cemento ha sido inyectar lechada de cemento en el pozo en el intervalo de profundidad de diseño a lo largo de una sarta de tubería bajada hasta el nivel de la marca del puente inferior, seguido de levantar esta sarta por encima de la zona de cementación. Como regla general, el trabajo se lleva a cabo sin dividir los enchufes y los medios para monitorear su movimiento. El proceso es controlado por el volumen de fluido de desplazamiento, calculado a partir de la condición de igualdad de los niveles de lechada de cemento en la sarta de tubería y el espacio anular, y el volumen de lechada de cemento se toma igual al volumen del pozo en el intervalo. de la instalación del puente. La eficacia del método es baja.

En primer lugar, debe tenerse en cuenta que los materiales cementosos utilizados para cementar las sartas de revestimiento son adecuados para la instalación de puentes fuertes y estrechos. La instalación deficiente de los puentes o su ausencia, el fraguado prematuro de una solución de aglutinantes y otros factores en cierta medida son causados ​​por la selección incorrecta de la formulación de soluciones de aglutinantes en términos de tiempo de espesamiento (fraguado) o desviaciones de la formulación seleccionada en el laboratorio, permitida al preparar una solución de aglutinantes.

Se encontró que para reducir la probabilidad de complicaciones, el tiempo de fraguado y a altas temperaturas y presiones, el tiempo de espesamiento debe exceder la duración del trabajo en la instalación de puentes en al menos un 25%. En varios casos, al seleccionar formulaciones de soluciones aglutinantes, no se tienen en cuenta las particularidades del trabajo de instalación de puentes, que consiste en detener la circulación para levantar la sarta de tuberías de llenado y sellar la boca del pozo.

A altas temperaturas y presiones, la resistencia al cizallamiento de la lechada de cemento, incluso después de paradas breves (10 a 20 minutos) de circulación, puede aumentar considerablemente. Por lo tanto, no es posible restablecer la circulación y en la mayoría de los casos la tubería de llenado está atascada. Como resultado, al seleccionar una formulación de lechada de cemento, es necesario estudiar la dinámica de su espesamiento en un consistómetro (CC) utilizando un programa que simula el proceso de instalación de un puente. El tiempo de espesamiento de la lechada de cemento Tzag corresponde a la condición

Tzag> T1 + T2 + T3 + 1.5 (T4 + T5 + T6) + 1.2T7 donde T1, T2, T3 son el tiempo empleado, respectivamente, para preparar, bombear y empujar la lechada de cemento al pozo; Т4, Т5, Т6 - el tiempo empleado en levantar la sarta de tubos de llenado hasta el punto donde se cortó el puente, para sellar la boca y realizar los trabajos preparatorios para cortar el puente; Тт - tiempo dedicado a cortar el puente.

De acuerdo con un programa similar, es necesario estudiar una mezcla de lechada de cemento con perforación en la proporción de 3: 1.1: 1 y 1: 3 al instalar puentes de cemento en pozos con alta temperatura y presión. El éxito de la instalación de un puente de cemento depende en gran medida de la adherencia exacta a la receta seleccionada en el laboratorio al preparar la lechada de cemento. Las condiciones principales aquí son mantener el contenido seleccionado de reactivos químicos y mezclar la proporción de líquido y agua-cemento. Para obtener la lechada de rejuntado más homogénea, se debe preparar con un tanque medio.

Complicaciones y accidentes al perforar pozos de petróleo y gas en condiciones de permafrost y medidas para prevenirlos .

Al perforar en los intervalos de propagación del permafrost, como resultado del impacto fisicoquímico conjunto y la erosión en las paredes del pozo, los depósitos arenosos-arcillosos consolidados con hielo se destruyen y se lavan fácilmente con el flujo del lodo de perforación. Esto conduce a una intensa formación de cavernas y a la caída de rocas y el talud asociados.

Las rocas más intensamente destruidas con un bajo contenido de hielo y rocas débilmente compactadas. La capacidad calorífica de tales rocas es baja y, por lo tanto, su destrucción ocurre mucho más rápido que las rocas con alto contenido de hielo.

Entre las rocas congeladas, hay rocas descongeladas entre capas, muchas de las cuales son propensas a pérdidas de lodo de perforación a presiones que exceden ligeramente la presión hidrostática de la columna de agua en el pozo. La absorción en tales capas puede ser muy intensa y requerir medidas especiales para prevenirlas o eliminarlas.

En las secciones de permafrost, las rocas cuaternarias suelen ser las más inestables en el rango de 0-200 m. Con la tecnología de perforación tradicional, el volumen real del pozo en ellas puede exceder el volumen nominal en 3-4 veces. Como resultado de fuertes caries. que se acompaña de la aparición de bancos, cortes deslizantes y desprendimientos de rocas, los conductores en muchos pozos no se ejecutaron a la profundidad de diseño.

Como resultado de la destrucción del permafrost, en varios casos, se observó hundimiento del conductor y la dirección, y en ocasiones se formaron cráteres enteros alrededor de la boca del pozo, que no permitieron la perforación.

En el intervalo de propagación del permafrost, es difícil proporcionar cementación y fijación del pozo debido a la creación de zonas estancadas del fluido de perforación en grandes cavernas, desde donde no se puede desplazar con fluido de lechada. El cementado suele ser unilateral y el anillo de cemento no es continuo. Esto crea condiciones favorables para los flujos cruzados entre capas y la formación de grifos, para el colapso de las columnas en caso de congelación inversa de las rocas en el caso de largas "capas intermedias" del pozo.

Los procesos de destrucción del FMI son bastante complejos y poco estudiados. 1 El fluido de perforación que circula en el pozo interactúa térmica e hidrodinámicamente tanto con la roca como con el hielo, y esta interacción puede mejorarse significativamente mediante procesos fisicoquímicos (por ejemplo, disolución ", que no se detienen ni siquiera a temperaturas negativas).

En la actualidad, se puede considerar probada la presencia de procesos osmóticos en el sistema roca (hielo) - torta en la pared del pozo - fluido de perforación en el pozo. Estos procesos son espontáneos y se dirigen en dirección opuesta al gradiente de potencial (temperatura, presión, concentración), esos. esforzarse por igualar concentraciones, temperaturas, presiones. El papel de un deflector semipermeable puede ser desempeñado tanto por una torta de filtración como por una capa de la propia roca cerca del pozo. Y en la composición de la roca congelada, además del hielo como sustancia cementante, puede haber agua de poros no congelada con diversos grados de mineralización. La cantidad de agua que no se congela en MMG1 depende de la temperatura, la composición del material, la salinidad y se puede estimar usando la fórmula empírica

w = aT ~ B .

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

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

S es la superficie específica de la roca. m a / p G - temperatura de la roca, "C.

Debido a la presencia de lodo de perforación en el pozo abierto y en el permafrost - fluido de los poros con cierto grado de mineralización, el proceso de igualación espontánea de las concentraciones de yodo ocurre bajo la acción de la presión osmótica. Como resultado, puede ocurrir la destrucción de roca congelada. Si el fluido de perforación tiene una mayor concentración de sal disuelta en comparación con el agua de los poros, entonces las transformaciones de fase comenzarán en la interfaz hielo-líquido asociada con una disminución en el punto de fusión del hielo, es decir. comenzará el proceso de su destrucción. Y dado que la estabilidad de la pared del pozo depende principalmente del hielo, como sustancia que cementa la roca, entonces en estas condiciones se perderá la estabilidad del permafrost, c, parcheando la pared del pozo, lo que puede causar derrumbes, colapsos, la formación de cavernas. y tapones de lodo, aterrizajes y bocanadas durante las operaciones de disparo, paros de las sartas de revestimiento que se bajan al pozo, absorción de fluidos de perforación y fluidos de lechada.

Si los grados de mineralización del lodo de perforación y el agua intersticial del permafrost son los mismos, entonces el sistema pozo-roca estará en equilibrio isotónico y la destrucción del permafrost por impacto fisicoquímico es poco probable.

Con un aumento en el grado de salinidad del agente de lavado, surgen condiciones bajo las cuales el agua de los poros con una salinidad más baja se moverá de la roca al pozo. Debido a la pérdida de agua inmovilizada, la resistencia mecánica del hielo disminuirá, el hielo puede romperse, lo que conducirá a la formación de una cavidad en el pozo que se está perforando. Este proceso se intensifica por la acción erosiva del agente de lavado circulante.

La destrucción del hielo por el líquido de lavado salino se ha observado en los trabajos de muchos investigadores. Los experimentos llevados a cabo en el Instituto de Minería de Leningrado han demostrado que con un aumento de la concentración de sal en el líquido que lava el hielo, la destrucción del hielo se intensifica. Entonces. con un contenido de 23 y 100 kg / m de NaCl en el agua circulante, la intensidad de la destrucción del hielo a una temperatura de menos 1 ″ C fue de 0,0163 y 0,0882 kg / h, respectivamente.

El proceso de destrucción del hielo también está influenciado por la duración del efecto del líquido de lavado salado. Por lo tanto, cuando el hielo se expone a una solución de NaCl al 3%, la pérdida de peso de una muestra de hielo con una temperatura de menos 1 ° C aumentará. be: después de 0,5 h 0,62 p hasta 1,0 h 0,96 g: después de 1,5 h 1,96 g

A medida que se derrite la zona cercana al pozo del permafrost, se libera parte de su espacio de madriguera, donde también se puede filtrar el fluido de perforación o su medio de dispersión. Este proceso puede convertirse en otro factor físico / físico que contribuya a la destrucción del permafrost. Puede ir acompañado de un flujo de líquido osmótico desde los pozos hacia la roca si la concentración de cualquier sal soluble en el líquido del permafrost es mayor que en el líquido. llenado del pozo.

Por lo tanto, para minimizar el efecto negativo de los procesos fisicoquímicos sobre el estado del pozo que se perfora en el permafrost, es necesario, en primer lugar, asegurar una concentración de equilibrio de los componentes del lodo de perforación y el fluido intersticial en el permafrost. en la pared del pozo.

Desafortunadamente, este requisito no siempre es factible en la práctica. Por lo tanto, a menudo recurren a proteger el hielo del permafrost cementante de los efectos fisicoquímicos del fluido de perforación con películas de fluidos viscosos, que cubren no solo las superficies de hielo expuestas por el pozo, sino también el espacio intraporo parcialmente adyacente al pozo. rompiendo así el contacto directo del líquido mineralizado con el hielo.

Como señalan AV Maramzin y AA Ryazanov, durante la transición del lavado de los pozos con agua salada al lavado con una solución de arcilla más viscosa, la intensidad de la destrucción del hielo disminuyó 3.5-4 veces con la misma concentración de NaCl en ellos. Disminuyó aún más cuando el fluido de perforación fue tratado con coloides protectores (CMC, SSB |. También se confirmó el papel positivo de los aditivos para el fluido de perforación del glnopolvo de bentonita altamente coloidal y el hipano).

Por lo tanto, para evitar cavidades, destrucción de la zona de boca de pozo, talud y caída de rocas al perforar pozos en el permafrost. El lodo de perforación debe cumplir con los siguientes requisitos básicos:

tienen una tasa de filtración baja:

tienen la capacidad de crear una película densa e impenetrable en la superficie del hielo en el permafrost:

tener baja capacidad de erosión; tener un calor específico bajo;

para formar un filtrado que no crea verdaderas soluciones con el fluido de la roca;

ser hidrofóbico a la superficie del hielo.

Zavgorodny Ivan Alexandrovich

Estudiante de segundo año, departamento de mecánica, con especialización en "Perforación de pozos de petróleo y gas" Astrakhan State Polytechnic College, Astrakhan

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Marina Kuznetsova

profesor de disciplinas especiales en la Escuela Politécnica Estatal de Astrakhan, Astrakhan

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Introducción. Desde la antigüedad, la humanidad ha estado produciendo petróleo, en un principio se utilizaron métodos primitivos: el uso de pozos, la recolección de petróleo de la superficie de los cuerpos de agua, el procesamiento de piedra caliza o arenisca empapada en aceite. En 1859, en el estado estadounidense de Pensilvania, aparece la perforación mecánica de pozos en busca de petróleo, aproximadamente al mismo tiempo que comenzó la perforación de pozos en Rusia. En 1864 y 1866, se perforaron los primeros pozos en el Kuban con un caudal de 190 toneladas / día.

Inicialmente, los pozos de petróleo se perforaron con el método de varilla giratoria manual, pronto se cambiaron a la perforación manual de percusión con varilla. El método de la barra de choque se ha generalizado en los campos petroleros de Azerbaiyán. La transición del método manual a la perforación mecánica de pozos llevó a la necesidad de mecanizar las operaciones de perforación, una contribución importante al desarrollo de la cual fue realizada por los ingenieros de minas rusos G.D. Romanovsky y S.G. Voislav. En 1901, por primera vez en los Estados Unidos, se utilizó la perforación rotatoria con lavado de fondo de pozo con un flujo de fluido circulante (utilizando lodo de perforación); además, el ingeniero francés Fauvelle inventó el levantamiento de los recortes mediante una corriente de agua circulante en 1848. . A partir de ese momento, se inició un período de desarrollo y mejora del método de perforación rotatoria. En 1902, se perforó el primer pozo de 345 m de profundidad en Rusia utilizando el método rotatorio en la región de Grozny.

Hoy, Estados Unidos ocupa una posición de liderazgo en la industria petrolera, anualmente se perforan 2 millones de pozos, una cuarta parte de ellos son productivos, mientras que Rusia ocupa el segundo lugar hasta ahora. En Rusia y en el extranjero se utilizan los siguientes: perforación manual (extracción de agua); mecánico; taladrado con husillo guiado (sistema de taladrado seguro desarrollado en Inglaterra); tecnologías de perforación explosiva; térmico; fisicoquímico, electrochispa y otros métodos. Además, se están desarrollando muchas tecnologías nuevas de perforación de pozos, por ejemplo, en los Estados Unidos, el Instituto de Minería de Colorado ha desarrollado una tecnología de perforación láser basada en la quema de rocas.

Tecnología de perforación. El método de perforación mecánica es el más común, se lleva a cabo mediante los métodos de perforación por percusión, rotativo y percusión-rotatorio. Con el método de perforación por percusión, la destrucción de las rocas se produce debido a los golpes de la herramienta de corte de rocas en el fondo del pozo. La destrucción de rocas debido a la rotación de una herramienta de corte de rocas (cincel, broca) presionada contra el fondo se denomina método de perforación rotatoria.

Al perforar pozos de petróleo y gas en Rusia, se utiliza un método de perforación exclusivamente rotativo. Cuando se utiliza un método de perforación rotatoria, un pozo se perfora con una broca giratoria, mientras que las partículas de roca perforadas durante la perforación son transportadas a la superficie por una corriente de lodo de perforación en circulación continua o aire o gas inyectado en el pozo. Dependiendo de la ubicación del motor, la perforación rotatoria se divide en perforación rotativa y perforación con turbodrill. En la perforación rotativa: el rotador (rotor) está ubicado en la superficie, impulsando la broca en el fondo del pozo con la ayuda de una serie de tubos de perforación, la velocidad de rotación es de 20-200 rpm. Al perforar con un motor de fondo de pozo (turbodrill, barrena de tornillo o taladro eléctrico), el par se transmite desde el motor de fondo de pozo instalado encima de la barrena.

El proceso de perforación consta de las siguientes operaciones principales: bajar los tubos de perforación con una broca al pozo hasta el fondo y levantar los tubos de perforación con la broca gastada fuera del pozo y trabajar la broca en el fondo, es decir, romper la roca de perforación. Estas operaciones se interrumpen periódicamente para colocar el revestimiento en el pozo para evitar que las paredes se derrumben y para separar los horizontes de petróleo (gas) y agua. Al mismo tiempo, en el proceso de perforación de pozos, se realizan una serie de operaciones auxiliares: extracción de núcleos, preparación de fluido de lavado (lodo de perforación), registro, medición de curvatura, desarrollo de pozos para inducir el flujo de petróleo (gas). en el pozo, etc.

La Figura 1 muestra el diagrama de flujo de la plataforma de perforación.

Figura 1. Esquema de una plataforma de perforación para perforación rotativa: 1 - cable; 2 - bloque viajero; 3 - torre; 4 - gancho; 5 - manguera de perforación; 6 - tubo principal; 7 - canalones; 8 - bomba de lodo; 9 - motor de bomba; 10 - tubería de la bomba; 11 - tanque receptor (capacidad); 12 - junta de perforación; 13 - tubería de perforación; 14 - motor hidráulico de fondo de pozo; 15 - cincel; 16 - rotor; 17 - cabrestante; 18 - cabrestante y motor de rotor; 19 - giratorio

Una plataforma de perforación es un complejo de máquinas y mecanismos diseñados para perforar y revestir pozos. El proceso de perforación se acompaña de la bajada y elevación de la sarta de perforación, además de mantenerla suspendida. Para reducir la carga en la cuerda y reducir la potencia de los motores, se utiliza un equipo de elevación, compuesto por una torre, un malacate y un sistema de desplazamiento. El sistema de aparejos consta de una parte fija del bloque de corona, instalado en la parte superior del dosel de la torre, y una parte móvil del bloque de desplazamiento, aparejo, gancho y bridas. El sistema de elevación está diseñado para convertir el movimiento giratorio del tambor del cabrestante en un movimiento de traslación del gancho. La torre de perforación está diseñada para elevar y bajar la sarta de perforación y las tuberías de revestimiento al pozo, así como para sostener la sarta de perforación sobre el peso durante la perforación y para su alimentación y colocación uniforme del sistema de desplazamiento, las tuberías de perforación y parte del equipo en él. Las operaciones de elevación se realizan mediante un torno de perforación. El malacate consiste en una base sobre la cual se fijan los ejes del cabrestante y están interconectados por engranajes, todos los ejes están conectados a una caja de cambios y la caja de cambios, a su vez, está conectada al motor.

El equipo de perforación de superficie incluye un puente receptor diseñado para colocar tubos de perforación y mover equipos, herramientas, materiales y repuestos a lo largo del mismo. Un sistema de dispositivos para limpiar el lodo de perforación de los recortes. Y una serie de estructuras auxiliares.

La sarta de perforación conecta la broca (herramienta de corte de rocas) al equipo de superficie, es decir, la plataforma de perforación. La tubería superior de la sarta de perforación es cuadrada, puede ser hexagonal o ranurada. El tubo de plomo pasa por la abertura de la mesa del rotor. El rotor se coloca en el centro de la plataforma petrolera. El extremo superior de la tubería principal está conectado a un pivote diseñado para rotar la sarta de perforación suspendida en el gancho y suministrar fluido de perforación a través de ella. La parte inferior del eslabón giratorio está conectada al Kelly y puede girar con la sarta de perforación. La parte superior del pivote está siempre inmóvil.

Consideremos la tecnología del proceso de perforación (Figura 1). Una manguera flexible 5 está conectada al orificio de la parte fija del pivote 19, a través del cual se bombea el fluido de perforación al pozo utilizando bombas de lodo 8. El fluido de lavado pasa a lo largo de toda la longitud de la columna de perforación 13 y entra en el sistema hidráulico. motor de fondo de pozo 14, que impulsa el eje del motor en rotación, y luego el fluido ingresa a la barrena 15. Al salir de los agujeros de la barrena, el fluido lava el pozo de fondo, recoge las partículas de roca perforada y junto con ellas se eleva hacia arriba a través de la espacio anular entre las paredes del pozo y las tuberías de perforación y va a la toma de la bomba. En la superficie, el fluido de perforación se limpia de la roca perforada con un equipo especial, después de lo cual se alimenta nuevamente al pozo.

El proceso tecnológico de perforación depende mucho del lodo de perforación, el cual, dependiendo de las características geológicas del campo, se prepara a base de agua, a base de aceite, utilizando un agente gaseoso o aire.

Producción. De lo anterior, se puede apreciar que las tecnologías para el comportamiento de los procesos de perforación son diferentes, pero adecuadas para las condiciones dadas (profundidad del pozo, su roca constituyente, presiones, etc.) deben seleccionarse en función de las condiciones geológicas y climáticas. . Dado que, las características operativas del pozo, es decir, su caudal y productividad, dependen de la calidad de la perforación del horizonte productivo en el campo.

Bibliografía:

1.Vadetsky Yu.V. Perforación de pozos de petróleo y gas: un libro de texto para el comienzo. profe. educación. M .: Centro Editorial "Academy", 2003. - 352 p. ISB # 5-7695-1119-2.

2.Vadetsky Yu.V. Manual del perforador: libro de texto. manual para el comienzo. profe. educación. M .: Centro Editorial "Academy", 2008. - 416 p. ISB # 978-5-7695-2836-1.