Cum sunt forate puțurile de gaz petrolier. Cum sunt forate puțurile de petrol și gaze? Documente și echipamente: cerințe de bază

Informații generale despre foraj uleiși gaz fântâni

1.1. TERMENI ȘI DEFINIȚII DE BAZĂ

Orez. 1. Elemente ale structurii puțului

O fântână este o mină cilindrică care funcționează fără acces uman și are un diametru de multe ori mai mic decât lungimea sa (Fig. 1).

Principalele elemente ale forajului:

Fântână (1) - intersecția traseului fântânii cu suprafața zilei

Gaura de jos (2) - fundul unei găuri care se mișcă ca urmare a impactului unui instrument de tăiere a pietrei pe piatră

Pereți de foraj (3) - suprafețe laterale foraj fântâni

Axa forajului (6) - o linie imaginară care leagă centrele secțiunilor transversale ale forajului

* Wellbore (5) - spațiul din intestine ocupat de foraj.

Șiruri de carcasă (4) - șiruri de țevi de carcasă conectate între ele. Dacă pereții fântânii sunt compuși din roci stabile, atunci șirurile de carcasă nu sunt introduse în fântână.

Fântânile sunt adâncite, distrugând roca pe întreaga zonă a fundului (fundul solid, Fig. 2 a) sau de-a lungul părții sale periferice (fundul inelar, Fig. 2 b). În ultimul caz, o coloană de rocă rămâne în centrul puțului - un miez, care este ridicat periodic la suprafață pentru studiu direct.

Diametrul puțurilor, de regulă, scade de la cap la fund în trepte la anumite intervale. Diametrul inițial uleiși gaz puțurile nu depășesc de obicei 900 mm, iar finalul este rar mai mic de 165 mm. Adâncimi uleiși gaz puțurile variază la câteva mii de metri.

Prin amplasarea spațială în scoarța terestră, forajele sunt împărțite (Fig. 3):

1. Vertical;

2. Înclinat;

3. Linie dreaptă curbată;

4. Curbat;

5. Rectiliniu curbat (cu secțiune orizontală);

Orez. 3. Localizarea spațială a puțurilor

Complex curbat.

Petrol și gaz puțurile sunt forate pe uscat și în larg folosind platforme de foraj. În acest din urmă caz, instalațiile de foraj sunt montate pe rafturi, platforme de foraj plutitoare sau nave (Fig. 4).

V ulei si gaz industriile forează puțuri în următoarele scopuri:

1. Operațional- pentru productie de ulei, gazși gaz condensat.

2. Injecție - pentru pompare în orizonturi productive de apă (mai rar aer, gaz) pentru a menține presiunea rezervorului și a prelungi perioada fântânii de dezvoltare a câmpului, creșteți debitul operațional fântâni echipate cu pompe și ridicatoare de aer.

3. Explorare - pentru identificarea orizonturilor productive, delimitarea, testarea și evaluarea valorii lor industriale.

4. Special - de referință, parametric, evaluativ, de control - pentru studierea structurii geologice a unei zone puțin cunoscute, determinarea modificărilor proprietăților rezervorului formațiunilor productive, monitorizarea presiunii de formare și a frontului de mișcare a contactului ulei-apă, gradul de dezvoltarea secțiunilor individuale ale formațiunii, efect termic asupra formării, asigurarea arderii in situ, gazeificarea petrolului, deversarea apelor uzate în straturi absorbante adâncite etc.

5. Căutare structurală - pentru a clarifica poziția promițătorului ulei-rulment de gaz structuri conform orizontului de marcare superior (definitorie) care își repetă contururile, conform datelor de forare a puțurilor mici, mai puțin costisitoare, cu diametru mic.

Azi uleiși gaz fântânile sunt structuri de capital scumpe care au servit de mai multe decenii. Acest lucru se realizează prin conectarea formațiunii productive cu suprafața pământului într-un canal etanș, puternic și durabil. Cu toate acestea, sonda forată nu reprezintă încă un astfel de canal, datorită instabilității rocilor, prezenței straturilor saturate cu diferite fluide (apă, ulei, gazși amestecuri ale acestora), care se află sub presiuni diferite. Prin urmare, în timpul construcției unui puț, este necesar să-i ancorați forajul și să separați (izolați) formațiunile care conțin diverse fluide.

Alezajul este învelit prin rularea unor țevi speciale numite țevi de acoperire. O serie de țevi ale carcasei conectate în serie între ele formează șirul carcasei. Pentru carcasa de sondă, se utilizează țevi de carcasă din oțel (Fig. 5).

Straturile saturate cu diverse fluide sunt separate de roci impermeabile - „învelitoare”. Când găuriți o fântână, aceste etanșe de separare impermeabile sunt perturbate și posibilitatea fluxurilor încrucișate interstratale, a fluxului spontan de fluide de formare la suprafață, a udării formațiunilor productive, a poluării surselor de alimentare cu apă și a atmosferei și a coroziunii șirurilor de carcasă coborâtă în fântână este creat.

În procesul de forare a unei fântâni în roci instabile, sunt posibile cavități intense, talus, căderi de roci etc. În unele cazuri, aprofundarea în continuare a sondei devine imposibilă fără fixarea prealabilă a pereților săi.

Pentru a exclude astfel de fenomene, canalul inelar (spațiul inelar) dintre peretele forajului și carcasa rulată în el este umplut cu material de înfundare (izolator) (Fig. 6). Acestea sunt formulări care includ substanțe de umplere astringente, inerte și active și reactivi chimici. Acestea sunt preparate sub formă de soluții (de obicei apă) și pompate în puț cu pompe. Dintre liantele, cele mai utilizate sunt cimenturile Portland cu puțuri de petrol. Prin urmare, procesul de separare a straturilor se numește cimentare.

Astfel, ca rezultat al forajului de foraj, fixarea și separarea ulterioară a straturilor, se creează o structură subterană stabilă, cu un anumit design.

Proiectarea puțului este înțeleasă ca un set de date cu privire la numărul și dimensiunea (diametrul și lungimea) șirurilor de carcasă, diametrele forajului pentru fiecare șir, intervalele de cimentare, precum și metodele și intervalele de conectare a puțului cu formația productivă (Fig. 7). ).

Informații despre diametre, grosimi ale pereților și gradele de oțel ale țevilor carcasei pe intervale, despre tipurile de țevi carcase, echipament partea inferioară a carcasei este inclusă în conceptul de proiectare a carcasei.

Corzile de carcasă cu un anumit scop sunt coborâte în puț: direcție, conductor, corzi intermediare, operațional Coloană.

Direcția este coborâtă în gaura de foraj pentru a preveni eroziunea și prăbușirea rocilor din jurul capului de sondă la forarea sub un ghidaj de suprafață, precum și pentru conectarea găurii de foraj la sistemul de curățare a noroiului de foraj. Spațiul inelar din spatele direcției este umplut pe toată lungimea cu mortar de mortar sau beton. Direcția este coborâtă la o adâncime de câțiva metri în roci stabile, până la zeci de metri în mlaștini și soluri argiloase.

Conductorul acoperă de obicei partea superioară a secțiunii geologice, unde există roci instabile, rezervoare care absorb foraj soluție sau în curs de dezvoltare, furnizând fluide de formare la suprafață, adică. toate acele intervale care vor complica procesul de forare în continuare și vor provoca poluarea mediului. Conductorul trebuie să acopere în mod necesar toate straturile saturate cu apă proaspătă.

Orez. 7. Schema de proiectare a sondei

Dispozitivul este, de asemenea, utilizat pentru a instala un cap de sondă de prevenire a exploziei echipamentși suspendarea șirurilor de carcasă ulterioare. Conductorul este coborât la o adâncime de câteva sute de metri. Pentru separarea fiabilă a straturilor, oferind suficientă rezistență și stabilitate, carcasa este cimentată pe toată lungimea sa.

Operaționalșirul este introdus în fântână pentru recuperarea uleiului, gaz sau injectarea în orizontul productiv al apei sau gaz pentru a menține presiunea rezervorului. Înălțimea nămolului de ciment se ridică deasupra vârfului orizonturilor de producție, precum și un dispozitiv de cimentare de etapă sau o joncțiune a secțiunilor superioare ale șirurilor de carcasă în uleiși gaz puțurile trebuie să fie de cel puțin 150-300 m și, respectiv, 500 m.

Coloanele intermediare (tehnice) trebuie să fie coborâte dacă este imposibil să găuriți până la adâncimea de proiectare fără a separa mai întâi zonele de complicații (manifestări, alunecări de teren). Decizia de a le executa este luată după analizarea raportului de presiune care apare în timpul forării în sistemul „rezervor”.

Dacă presiunea din fântâna Pc este mai mică decât presiunea de formare Рпл (presiunea fluidelor care satură formația), atunci fluidele din formațiune vor curge în fântână și va avea loc o manifestare. În funcție de intensitate, manifestările sunt însoțite de lichid auto-turnat ( gaz) la capul puțului (revărsări), explozii, curgere deschisă (necontrolată). Aceste fenomene complică procesul de construcție a puțurilor, creează o amenințare de otrăvire, incendii și explozii.

Când presiunea din fântână crește la o anumită valoare, numită presiunea de la începutul absorbției Ploss, fluidul din fântână intră în formațiune. Acest proces se numește absorbție foraj soluţie. Pogl poate fi aproape sau egal cu presiunea rezervorului și uneori se apropie de valoarea presiunii verticale a rocii, determinată de greutatea rocilor situate deasupra.

Uneori pierderile sunt însoțite de fluxuri de fluide dintr-un rezervor în altul, ceea ce duce la poluarea surselor de alimentare cu apă și a orizonturilor productive. O scădere a nivelului lichidului din sondă datorită absorbției într-unul din rezervoare determină o scădere a presiunii în celălalt rezervor și posibilitatea apariției manifestărilor din acesta.

Presiunea la care se deschid sau se formează fracturi naturale închise se numește presiunea fracturării hidraulice, Pgrp. Acest fenomen este însoțit de o absorbție catastrofală foraj soluţie.

Este caracteristic faptul că în multe ulei si gaz regiuni, presiunea rezervorului Рпл este apropiată de presiunea hidrostatică a coloanei de apă dulce Рг (în continuare pur și simplu presiunea hidrostatică) cu o înălțime Нр, egală cu adâncimea Нп, pe care se află formarea dată. Acest lucru se datorează faptului că presiunea fluidelor din rezervor este adesea cauzată de presiunea apelor de margine, a căror zonă de reîncărcare are o legătură cu suprafața zilei la distanțe considerabile de câmp.

Deoarece valorile absolute ale presiunilor depind de adâncimea H, este mai convenabil să analizăm rapoartele acestora folosind valorile presiunilor relative, care sunt raporturile valorilor absolute ale presiunilor corespunzătoare la hidrostatică presiunea Pr, adică:

Rpl * = Rpl / Rg;

Pgr * = Pgr / Rg;

Рпогл * = Рпогл / Рг;

Ргрп * = Ргрп / Рг.

Aici Рпл - presiunea rezervorului; Ргр - presiunea hidrostatică a noroiului de foraj; Рпогл - presiunea de la începutul absorbției; Ргрп - presiune de fracturare hidraulică.

Presiunea relativă a rezervorului Ppl * este deseori numită coeficient de anomalie Ka. Când Рпл * este aproximativ egal cu 1,0, presiunea rezervorului este considerată normală, cu Рпл * mai mare de 1,0 - anormal de mare (presiune anormal de mare) și cu Рпл * mai mică de 1,0 - anormal de scăzută (AIPP).

Una dintre condițiile pentru un proces normal de foraj necomplicat este raportul

a) Rpl *< Ргр* < Рпогл*(Ргрп*)

Procesul de forare este complicat dacă, dintr-un anumit motiv, presiunile relative sunt în raport:

b) Ppl *> Pgr *< Рпогл*

sau

c) Rpl *< Ргр* >Рпогл * (Ргрп *)

Dacă relația b) este adevărată, atunci se observă numai manifestări, dacă c), atunci se observă manifestări și absorbții.

Coloanele intermediare pot fi solide (sunt coborâte de la gură în jos) și nu solide (nu ajung la gură). Acestea din urmă se numesc cozi.

Este general acceptat faptul că o fântână are o structură cu o singură coloană dacă coloanele intermediare nu sunt introduse în ea, deși atât direcția, cât și conductorul sunt coborâte. Cu un șir intermediar, puțul are o structură cu două șiruri. Când există două sau mai multe șiruri tehnice, fântâna este considerată cu mai multe șiruri.

Proiectarea puțului este setată după cum urmează: 426, 324, 219, 146 - diametre ale carcasei în mm; 40, 450, 1600, 2700 - adâncimi de rulare ale carcasei în m; 350, 1500 - nivel de mortar de chituire în spatele căptușelii și operațional coloană în m; 295, diametre de 190 de biți în mm pentru găuri de foraj pentru șiruri de 219 și 146 mm.

1.2. METODE DE FURATURI BINE

Puțurile pot fi forate prin impulsuri mecanice, termice, electrice și alte metode (câteva zeci). Cu toate acestea, numai metodele mecanice de găurire - de percuție și rotative - găsesc aplicații industriale. Restul nu au părăsit încă stadiul de dezvoltare experimentală.

1.2.1. FORARE CU IMPACT

Foraj de percuție. Dintre toate soiurile sale, găurirea cu frânghie de percuție este cea mai răspândită (Fig. 8).

Șnurul de găurire, care constă dintr-un bit 1, o tijă de impact 2, o tijă de forfecare culisantă 3 și un dispozitiv de blocare a cablului 4, este coborâtă în fântână pe o coardă 5, care, îndoind în jurul blocului 6, ruloul de extragere 8 și o rolă de ghidare 10, este desfăcută din tamburul 11 ​​al instalației de foraj ... Viteza de coborâre a șnurului de foraj este controlată de frâna 12. Blocul 6 este instalat în partea superioară a catargului 18. Pentru umezirea vibrațiilor care apar în timpul găuririi, se folosesc amortizoarele 7.

Manivela 14 cu ajutorul tijei de legătură 15 vibrează cadrul de echilibrare 9. Când cadrul este coborât, rola de decolare 8 trage frânghia și ridică burghiul deasupra fundului. Când cadrul este ridicat, frânghia este coborâtă, proiectilul cade și când dalta lovește stânca, aceasta din urmă este distrusă.

Pe măsură ce forajul se adâncește, cablul se prelungește înfășurându-l de pe tambur 11. Cilindricitatea găurii de foraj este asigurată prin rotirea burghiului ca rezultat al derulării cablului sub sarcină (în timp ce ridicați șnurul de foraj) și răsuciți-l la îndepărtarea sarcinii ( când bitul lovește stânca).

Eficiența distrugerii rocii în timpul forajului cu frânghie de percuție este direct proporțională cu masa burghiului, înălțimea căderii sale, accelerația căderii, numărul de lovituri ale bitului împotriva găurii inferioare per unitate de timp și este invers proporțională până la pătratul diametrului găurii.

În procesul de forare a formațiunilor fracturate și vâscoase, este posibilă blocarea bitului. Pentru a elibera bița din șnurul de foraj, se utilizează o bară de forfecare, realizată sub forma a două inele alungite, conectate între ele ca niște lanțuri de lanț.

Procesul de găurire va fi cu atât mai eficient, cu cât rezistența la burghie este mai redusă de butașii care se acumulează la fundul puțului, amestecați cu fluidul de formare. În absența sau intrarea insuficientă a fluidului de formare în fântână din capul fântânii, se adaugă periodic apă. Distribuția uniformă a particulelor de butași în apă se realizează prin pași periodici (ridicare și coborâre) foraj proiectil. Pe măsură ce roca distrusă (butași) se acumulează în gaura de jos, devine necesară curățarea fântânii. Pentru a face acest lucru, folosind tamburul, burghiul este ridicat din fântână și hoțul 13 este coborât în ​​mod repetat în el pe coarda 17, care este desfăcută din tamburul 16. Există o supapă în partea inferioară a hoțului. Când hoțul este scufundat în lichidul de suspensie, supapa se deschide și hoțul este umplut cu acest amestec; când hoțul este ridicat, supapa se închide. Lichidul de nămol ridicat la suprafață este turnat într-un recipient de colectare. Pentru a curăța complet fântâna, trebuie să alergați cauțiunea de mai multe ori la rând.

După curățarea găurii inferioare, un burghiu este coborât în ​​fântână și procesul de găurire continuă.

Cu un șoc foraj fântâna nu este de obicei umplută cu lichid. Prin urmare, pentru a evita colapsul de rocă de pe pereții săi, este coborât un șir de carcasă format din țevi de carcasă metalice conectate între ele prin intermediul unor fire sau sudare. Pe măsură ce puțul se adâncește, carcasa este împinsă în partea de jos și extinsă periodic (construită) de o singură țeavă.

Metoda de impact nu a fost aplicată de mai mult de 50 de ani. ulei si gaz industriile din Rusia. Cu toate acestea, în explorare foraj la depozitele placer, în timpul inspecțiilor inginerești și geologice, foraj fântâni de apă etc. își găsește aplicația.

1.2.2. FORAREA ROTATIVĂ A SONDELOR

În forajul rotativ, defectarea rocii are loc ca rezultat al acțiunii simultane a sarcinii și a cuplului asupra bitului. Sub acțiunea încărcăturii, bița pătrunde în rocă și, sub influența cuplului, o desparte.

Există două tipuri de foraj rotativ - foraj rotativ și foraj.

La forarea rotativă (Fig. 9), puterea de la motoarele 9 este transmisă prin troliul 8 către rotorul 16 - un mecanism rotativ special instalat deasupra capului de sondă în centrul platformei. Rotorul se rotește forajșnur de găurit și un pic înșurubat 1. Șirul de găurit constă dintr-o țeavă de conducere 15 și 6 țevi de găurit 5 înșurubate cu ajutorul unui sub-suport special.

În consecință, în timpul găuririi rotative, adâncirea burghiului în piatră are loc atunci când șirul de burghiu rotativ se deplasează de-a lungul axei forajului și când foraj cu motor de gaură - non-rotativ foraj coloane. Forajul rotativ se caracterizează prin spălare

La foraj Cu un motor de gaură, bitul 1 este înșurubat pe arbore, iar șirul de foraj este înșurubat pe carcasa motorului 2. Când motorul funcționează, arborele său cu bița se rotește, iar șirul de foraj primește cuplul reactiv al carcasei motorului. , care este amortizat de un rotor care nu se rotește (un rotor special este instalat în rotor).

Pompa de noroi 20, acționată de motorul 21, pompează fluidul de foraj printr-un colector (conductă presiune ridicata) 19 în montant - țeava 17, instalată vertical în colțul din dreapta al turnului, apoi în furtunul flexibil de foraj (manșon) 14, pivotați 10 și în foraj coloană. Ajuns la bit, fluidul de foraj trece prin găurile din acesta și se ridică la suprafață de-a lungul spațiului inelar dintre peretele forajului și șirul de foraj. Aici, în sistemul rezervoarelor 18 și mecanismele de curățare (nu sunt prezentate în figură) foraj soluția este curățată de butași, apoi intră în rezervoarele de recepție 22 ale pompelor de foraj și este pompată din nou în puț.

În prezent, se utilizează trei tipuri de motoare de foraj - un turbodrill, un motor cu șurub și un burghiu electric (acesta din urmă este folosit extrem de rar).

Când găuriți cu un turbodrill sau un motor cu șurub, energia hidraulică a fluxului de fluid de foraj care se deplasează în jos pe șirul de găurire este convertită în energie mecanică pe arborele motorului de gaură la care este conectat bitul.

Când găuriți cu un burghiu electric Energie electrica furnizat prin cablu, ale cărui secțiuni sunt montate în interior forajșir și este transformat de un motor electric în energie mecanică pe arbore, care este transferată direct pe bit.

Pe măsură ce fântâna se adâncește plictisitor un șnur, suspendat de un sistem de ridicare cu lanț, constând dintr-un bloc de coroană (care nu este prezentat în figură), bloc de deplasare 12, cârlig 13 și frânghie 11, este introdus în fântână. Când Kelly 15 intră în rotorul 16 pe toată lungimea sa, porniți troliul, ridicați șirul de găurit până la lungimea Kelly și suspendați șirul de burghiu cu pene pe masa rotorului. Apoi, conducta de conducere 15 este deșurubată împreună cu pivotul 10 și coborâtă într-o gaură de foraj (o conductă de carcasă instalată anterior într-un puț înclinat special forat) cu o lungime egală cu lungimea conductei de conducere. Forajul este forat în avans în colțul din dreapta al platformei aproximativ la jumătatea distanței de la centru la picior. După aceea, șnurul de găurire este prelungit (construit) prin înșurubarea unui dop cu două țevi sau cu trei țevi (două sau trei țevi de burghiu înșurubate), scoateți-l din pene, coborât în ​​puț pentru lungimea ștecher, suspendat cu pene pe masa rotorului, ridicat din gaura conductei de conducere cu o pivotare, înșurubați-l la șnurul de foraj, eliberați șirul de foraj de pene, aduceți bița în partea de jos și continuați foraj.

Pentru a înlocui un bit uzat, întregul șnur de foraj este scos din fântână și apoi coborât din nou. Operațiunile de coborâre și ridicare se efectuează și cu ajutorul unui sistem de ridicare cu lanț. Când tamburul troliului se rotește, cablul de sârmă este înfășurat pe tambur sau desfăcut din acesta, ceea ce asigură ridicarea sau coborârea blocului de deplasare și a cârligului. Pentru acesta din urmă, un șnur de burghiu ridicat sau coborât este suspendat cu ajutorul legăturilor și a unui lift.

La ridicare, BC este deșurubat pe lumânări și instalat în interiorul turnului cu capetele inferioare pe sfeșnice, iar capetele superioare sunt înfășurate de degetele speciale pe balconul muncitorului de călărie. BK este coborât în ​​fântână în ordine inversă.

Astfel, procesul de lucru al bitului din partea de jos a puțului este întrerupt de extinderea șirului de foraj și se declanșează pentru a schimba bitul uzat.

De regulă, secțiunile superioare ale secțiunii puțului sunt depozite ușor erodate. Prin urmare, înainte de găurirea unei puțuri, este construit un arbore (gaură) pe roci stabile (3-30 m) și conducta 7 sau mai multe țevi înșurubate (cu o fereastră decupată în partea superioară) sunt coborâte în ea, 1-2 m mai lung decât adâncimea găurii. Inelul este cimentat sau betonat. Drept urmare, capul puțului este întărit în mod fiabil.

O canelură metalică scurtă este sudată la fereastra din țeavă, de-a lungul căreia, în timpul găuririi, fluidul de foraj este direcționat în sistemul rezervoarelor 18 și apoi, trecând prin mecanismele de curățare (care nu sunt prezentate în figură), intră în rezervorul de recepție. 22 de pompe de foraj.

Țeava (șirul de țevi) 7 instalată în groapă se numește direcție. Setarea direcției și o serie de alte lucrări efectuate înainte de start foraj sunt pregătitoare. După împlinirea lor, un act de intrare în exploatare instalația de foraj și începeți să forați o fântână.

Forând roci instabile, moi, fracturate și cavernoase, complicând procesul foraj(de obicei 400-800 m), acoperiți aceste orizonturi cu un conductor 4 și cimentați spațiul inelar 3 la gură. Odată cu aprofundarea ulterioară, pot fi întâlnite și orizonturi, care sunt, de asemenea, supuse izolării; astfel de orizonturi sunt suprapuse de șiruri de carcase intermediare (tehnice).

După ce ați forat fântâna la adâncimea de proiectare, coborâtă și cimentată operațional coloana (EC).

După aceea, toate șirurile de carcasă de la capul puțului sunt legate între ele folosind un special echipament... Apoi, câteva zeci (sute) de găuri sunt perforate împotriva formațiunii productive din EC și piatră de ciment, prin care, în procesul de testare, dezvoltare și ulterior exploatarea petrolului (gaz) va curge în fântână.

Esența dezvoltării puțului se reduce la faptul că presiunea coloanei de noroi de foraj din puț devine mai mică decât presiunea de formare. Ca urmare a scăderii de presiune create, uleiul ( gaz) din formațiune va începe să curgă în fântână. După complex lucrări de cercetare fântâna este predată exploatare.

Pentru fiecare puț se introduce un pașaport, unde se află structura, locația gurii, gaura de jos și poziția spațială ax conform datelor măsurătorilor direcționale ale abaterilor sale de la verticală (unghiuri zenit) și azimut (unghiuri azimutale). Aceste date din urmă sunt deosebit de importante pentru forarea în cluster a puțurilor direcționale, pentru a evita forarea sondei în forajul unei foraje anterioare sau deja producătoare. Abaterea reală a feței de la proiect nu trebuie să depășească toleranțele specificate.

Operațiunile de foraj trebuie efectuate în conformitate cu legile de sănătate și siguranță. Construirea unui amplasament pentru o instalație de foraj, trasee pentru deplasarea unei instalații de foraj, căi de acces, linii electrice, comunicații, conducte pentru alimentarea cu apă, colectare uleiși gaz, hambare de pământ, dispozitive de tratare a apelor uzate, eliminarea nămolului trebuie efectuate numai pe teritoriul special desemnat de organizațiile relevante. După finalizarea construcției unei fântâni sau a unui grup de fântâni, toate gropile și șanțurile trebuie umplute din nou, întregul amplasament pentru locul de foraj trebuie restaurat (recuperat) pe cât posibil pentru utilizare economică.

1.3. SCURT ISTORIC AL FORĂRII ULEIȘI GAZ BINE

Primele fântâni din istoria omenirii au fost forate prin metoda frânghiei de percuție în 2000 î.Hr. minerit murături în China.

Până la mijlocul secolului al XIX-lea ulei A fost exploatat în cantități mici, în principal din fântâni de mică adâncime din apropierea orificiilor sale naturale până la suprafață. Începând cu a doua jumătate a secolului al XIX-lea, cererea pentru ulei a început să crească în legătură cu utilizarea pe scară largă a motoarelor cu aburi și dezvoltarea pe baza industriei lor, care necesita cantități mari de lubrifianți și mai puternice decât lumânările de seu, surse de lumină.

Cercetare anii recenti a constatat că primul bine pe ulei a fost forat prin metodă rotativă manuală în Peninsula Apsheron (Rusia) în 1847 la inițiativa lui V.N. Semenova. Primul puț din SUA ulei(25m) a fost forat în Pennsylvania de Edwin Drake în 1959. Anul acesta este considerat începutul dezvoltării producerea de petrol industria din Statele Unite. Nașterea rusului ulei industria este de obicei numărată din 1964, când în Kuban în valea râului Kudako A.N. Novosiltsev a început să foreze primul puț la ulei(adâncime 55 m) folosind găuri mecanice cu frânghie.

La începutul secolelor al XIX-lea și al XX-lea, au fost inventate motoarele cu combustie internă diesel și pe benzină. Introducerea lor în practică a dus la dezvoltarea rapidă a lumii producerea de petrol industrie.

În 1901, forajul rotativ rotativ a fost folosit pentru prima dată în Statele Unite, cu spălarea găurilor inferioare cu un flux de fluid circulant. Trebuie remarcat faptul că îndepărtarea butașilor de către un curent de apă circulant a fost inventată în 1848 de inginerul francez Fauvelle și a fost primul care a folosit această metodă atunci când a forat o fântână arteziană în mănăstirea St. Dominica. În Rusia, primul puț a fost forat prin metoda rotativă în 1902 la o adâncime de 345 m în regiunea Grozny.

Una dintre cele mai dificile probleme întâmpinate la forarea puțurilor, în special cu metoda rotativă, a fost problema etanșării spațiului inelar între țevile carcasei și pereții puțului. Această problemă a fost rezolvată de inginerul rus A.A. Bogushevsky, care a dezvoltat și brevetat în 1906 o metodă de pompare a nămolului de ciment în carcasă cu deplasarea ulterioară a acesteia prin fundul (pantoful) carcasei în inel. Această metodă de cimentare s-a răspândit rapid în practica internă și străină. foraj.

În 1923, un absolvent al Institutului Tehnologic Tomsk M.A. Kapelyushnikov în colaborare cu S.M. Volokh și N.A. Korneev a inventat un motor hidraulic de foraj - un turbodrill, care a determinat un mod fundamental nou de dezvoltare a tehnologiei și tehnologiei foraj ulei și gaz fântâni. În 1924, primul puț din lume a fost forat în Azerbaidjan folosind un turbodrill cu o singură etapă, care a fost numit turbodrillul lui Kapelyushnikov.

Turbodrills au un loc special în istoria dezvoltării. foraj fântâni înclinate. Pentru prima dată, o sondă deviată a fost forată prin metoda turbinei în 1941 în Azerbaidjan. Îmbunătățirea acestor foraje a făcut posibilă accelerarea dezvoltării câmpurilor situate sub fundul mării sau pe terenuri extrem de accidentate (mlaștini din Siberia de Vest). În aceste cazuri, mai multe puțuri înclinate sunt forate dintr-un singur amplasament mic, a cărui construcție necesită costuri semnificativ mai mici decât construcția șantierelor pentru fiecare amplasament de foraj. foraj fântâni verticale. Această metodă de construcție a puțului se numește forare în grup.

În 1937-40. A.P. Ostrovsky, N.G. Grigoryan, N.V. Aleksandrov și alții au dezvoltat proiectarea unui motor fundamental de fond nou - un burghiu electric.

În SUA, în 1964, a fost dezvoltat un motor cu șurub hidraulic cu o singură trecere, iar în 1966, în Rusia, a fost dezvoltat un motor cu șurub cu mai multe treceri, care face posibilă forarea puțurilor direcționale și orizontale pentru petrol și gaz.

În Siberia de Vest, prima fântână, care a dat o fântână puternică de natură gaz La 23 septembrie 1953, a fost forat în apropierea satului. Berezovo în nordul regiunii Tyumen. Aici, în districtul Berezovsky, sa născut în 1963. producerea de gaze industria Siberiei de Vest. Primul puț de petrol din Siberia de Vest a ieșit la 21 iunie 1960 în zona Mulym'inskaya din bazinul râului Konda.

Pentru majoritatea oamenilor, a avea propriul puț de petrol sau gaz înseamnă rezolvarea problemelor financiare pentru tot restul vieții și a trăi fără să se gândească la nimic.
Dar este atât de ușor să găuriți o fântână? Cum functioneazã? Din păcate, puțini oameni pun această întrebare.

Puțul de foraj 39629G este situat foarte aproape de Almetyevsk, în satul Karabash. După ploaia nopții, iepurii alergau prin ceață și în fața mașinii din când în când.

Și, în cele din urmă, a apărut platforma de foraj în sine. Acolo, maistrul de foraj ne aștepta deja - persoana principală de pe șantier, ia toate deciziile operaționale și este responsabil pentru tot ce se întâmplă în timpul forării, precum și șeful departamentului de foraj.

Practic, forarea se numește distrugerea rocilor din partea inferioară (în punctul cel mai de jos) și extracția rocilor distruse la suprafață. O instalație de foraj este un complex de mașini, cum ar fi o platformă de petrol, pompe de noroi, sisteme de curățare a noroiului, generatoare, încăperi de locuit etc.

Locul de foraj, pe care sunt amplasate toate elementele (vom vorbi despre ele mai jos), este o zonă curățată de un strat fertil de pământ și acoperită cu nisip. După finalizarea lucrării, acest strat este restaurat și, prin urmare, nu este cauzată nici un prejudiciu semnificativ mediului. Este necesar un strat de nisip, deoarece argila din primele ploi se va transforma într-o nămol impenetrabilă. Eu însumi am văzut câte urali s-au blocat într-un astfel de lichid.
Dar mai întâi lucrurile.

La puțul 39629G, este instalat un utilaj (de fapt un turn) SBU-3000/170 (instalație de foraj staționară, capacitate maximă de ridicare 170 tone). Mașina este fabricată în China și se compară favorabil cu ceea ce am văzut înainte. Platformele de foraj sunt produse și în Rusia, dar platformele chinezești sunt mai ieftine atât la cumpărare, cât și la întreținere.

Forajul în grup se efectuează în acest loc, care este tipic pentru puțurile orizontale și direcționale. Acest tip de foraj înseamnă că capurile de sondă sunt situate la o distanță apropiată una de cealaltă.
Prin urmare, instalația de foraj este echipată cu un sistem de șine cu glisare automată. Sistemul funcționează pe principiul „push-pull”, iar mașina se mișcă parcă de la sine cu ajutorul cilindrilor hidraulici. Este nevoie de câteva ore pentru a vă deplasa dintr-un punct în altul (primele zeci de metri) cu toate operațiunile însoțitoare.

Ne ridicăm la platforma de foraj. Aici se desfășoară cea mai mare parte a lucrărilor forajelor. Fotografia prezintă conductele șirului de foraj (stânga) și cleștii hidraulici, cu ajutorul cărora șirul se extinde cu țevi noi și continuă găurirea. Forarea are loc datorită unui pic la sfârșitul șirului și rotației, care este transmis de un rotor.

Am fost deosebit de încântat la locul de muncă sondor. A fost odată, în Republica Komi, că am văzut un burghiu care controla toate procesele cu ajutorul a trei pârghii ruginite și a propriei sale intuiții. Pentru a muta pârghia de la locul ei, el a atârnat literalmente pe ea. Drept urmare, cârligul de foraj aproape l-a lovit.
Aici, drillerul este ca căpitanul unei nave spațiale. Stă într-o cabină izolată, înconjurat de monitoare și controlează totul cu un joystick.

Desigur, cabina este încălzită iarna și răcită vara. În plus, acoperișul, tot din sticlă, are o plasă de siguranță în cazul în care cade ceva de la înălțime și un ștergător pentru a curăța sticla. Acesta din urmă provoacă o încântare autentică în rândul forajelor :)

Urcăm!

În plus față de rotor, platforma este echipată cu un sistem de antrenare de sus (fabricat în SUA). Acest sistem combină un bloc de macara și un rotor. Aproximativ vorbind, aceasta este o macara cu un motor electric atașat la ea. Sistemul de acționare de sus este mai convenabil, mai rapid și mai modern decât rotorul.

Video despre cum funcționează sistemul de transmisie de sus:

Turnul oferă o vedere excelentă asupra sitului și a împrejurimilor :)

În plus față de priveliști frumoase, în partea de sus a șantierului de găurire, puteți găsi un loc de muncă cu pombur (asistent la foraj). Responsabilitățile sale includ lucrări de instalare a conductelor și supravegherea generală.

Deoarece călărețul se află la locul de muncă pentru întreaga tură de 12 ore și în orice vreme și în orice perioadă a anului, o cameră încălzită este echipată pentru el. Acest lucru nu s-a întâmplat niciodată pe vechile turnuri!

În caz de urgență, călărețul poate fi evacuat folosind un cărucior:

Atunci când puțul este forat, alezajul este spălat de mai multe ori din roca forată (butași) și un șir de carcasă, care constă din multe țevi răsucite împreună, este coborât în ​​el. Un ID tip de carcasă este de 146 milimetri. Lungimea forajului poate ajunge la 2-3 kilometri sau mai mult. Astfel, lungimea puțului depășește diametrul său de zeci de mii de ori. Aproximativ aceleași proporții au, de exemplu, o bucată de fir obișnuit de 2-3 metri lungime.

Țevile sunt alimentate printr-un jgheab special:

După rularea carcasei, fântâna este spălată din nou și începe cimentarea spațiului inelar (spațiul dintre peretele fântânii și carcasă). Cimentul este alimentat în partea de jos și împins în inel.

După ce cimentul se întărește, acesta este verificat cu o sondă (un dispozitiv coborât în ​​fântână) a ACC - control acustic al cimentării, fântâna este presurizată (etanșeitatea este verificată), dacă totul este în regulă, atunci găurirea continuă - o duză de ciment este găurit în partea de jos și bitul continuă.

Litera „g” din numărul puțului 39629G înseamnă că alezajul este orizontal. De la capul puțului până la un anumit punct, puțul este forat fără abateri, dar apoi cu ajutorul unui deviator pivotant și / sau a unui deviator rotativ, acesta merge în orizontală. Primul este o țeavă pivotantă, iar al doilea este un vârf de duză direcțional care este deviat de presiunea noroiului. De obicei, în imagini, devierea trunchiului este reprezentată aproape la un unghi de 90 de grade, dar în realitate acest unghi este de aproximativ 5-10 grade la 100 de metri.

Oameni speciali - „escroci” sau ingineri de telemetrie urmăresc să se asigure că puțul de sondă merge acolo unde trebuie. Conform indicațiilor radioactivității naturale a rocilor, a rezistenței și a altor parametri, acestea controlează și corectează cursul forajului.

Schematic, totul arată astfel:

Orice manipulare cu orice în partea de jos (gaura de jos) a puțului se transformă într-o experiență foarte interesantă. Dacă aruncați accidental o unealtă, o pompă sau mai multe țevi într-o fântână, atunci este foarte posibil ca cea scăpată să nu fie niciodată atinsă, după care puteți pune capăt unui puț în valoare de zeci sau sute de milioane de ruble. Săpând în cutii și istoricul reparațiilor, puteți găsi adevărate fântâni-perle, pe fundul cărora există o pompă, pe deasupra căreia există un instrument de pescuit (pentru scoaterea pompei), pe deasupra căruia există o instrument pentru extragerea peștilor
instrument nou. Când am fost în fântână, au scăpat, de exemplu, un baros :)

Pentru ca uleiul să intre deloc în fântână, trebuie făcute găuri în carcasă și inelul de ciment din spatele acesteia, deoarece separă rezervorul de fântână. Aceste găuri sunt realizate cu încărcături modelate; acestea sunt în esență aceleași ca, de exemplu, antitanc, doar fără carenaj, deoarece nu trebuie să zboare nicăieri. Încărcăturile străpung nu numai carcasa și cimentul, ci și stratul de rocă în sine de câteva zeci de centimetri adâncime. Întregul proces se numește perforație.

Pentru a reduce frecarea sculei, îndepărtarea rocii distruse, prevenirea spargerii pereților găurii și compensarea diferenței de presiune a rezervorului și a presiunii la capul puțului (în partea de jos, presiunea este de câteva ori mai mare), puțul este umplut cu fluid de foraj. Compoziția și densitatea sa sunt selectate în funcție de natura tăieturii.
Lichidul de foraj este pompat de o stație de compresor și trebuie circulat constant în puț pentru a evita spargerea pereților găurii, lipirea sculei (situații în care șnurul este blocat și este imposibil să-l rotiți sau să-l scoateți - acesta este unul dintre cele mai frecvente accidente în timpul forajului) și alte lucruri.

Coborâm din turn, mergem să privim pompele.

În timpul procesului de forare, fluidul de foraj transportă butași (roca forată) la suprafață. Analizând butașii, forajele și geologii pot trage concluzii despre rocile prin care trece fântâna în prezent. Apoi soluția trebuie curățată de nămol și trimisă înapoi la fântână pentru a lucra. Pentru aceasta, sunt echipate un sistem de stații de epurare și un „hambar”, unde se depozitează nămolul curățat (hambarul este vizibil în fotografia anterioară din dreapta).

Soluția sitei vibrante este luată mai întâi - separă cele mai mari fracțiuni.

Apoi, soluția trece nămolul (stânga) și separatoarele de nisip (dreapta):

În cele din urmă, fracția cea mai fină este îndepărtată folosind o centrifugă:

Apoi, soluția intră în blocurile rezervorului, dacă este necesar, proprietățile sale sunt restabilite (densitate, compoziție etc.) și de acolo este pompată înapoi în fântână cu ajutorul unei pompe.
Bloc capacitiv:

Pompă de noroi (produsă în Federația Rusă!). Lucrul roșu de deasupra este un compensator hidraulic, netezeste pulsația soluției datorită contrapresiunii. De obicei, pe instalațiile de foraj există două pompe: una funcționează, a doua este una de rezervă în caz de avarie.

Toate aceste instalații de pompare sunt gestionate de o singură persoană. Datorită zgomotului echipamentului, el trebuie să poarte dopuri pentru urechi sau protecții pentru urechi pentru întreaga schimbare.

- Și ce zici de viața de zi cu zi a forajelor? - tu intrebi. De asemenea, nu am ratat acest moment!
Pe acest site, forajele lucrează pe ture scurte de 4 zile, deoarece forajul se efectuează aproape în oraș, dar modulele rezidențiale nu sunt practic diferite de cele utilizate, de exemplu, în Arctica (poate în bine).

Pe site sunt 15 remorci în total.
Unele dintre ele sunt rezidențiale, forajele locuiesc în ele pentru 4 persoane. Remorcile sunt împărțite într-un vestibul cu suport de haine, chiuvetă și dulapuri și zona de locuit în sine.

În plus, o casă de baie și o bucătărie-sufragerie sunt situate în remorci separate (în argoul local - "grinzi"). În aceasta din urmă am luat un mic dejun excelent și am discutat detaliile lucrării. În care am vrut imediat să stau Almetyevsk ... Atenție la prețuri!

Am petrecut aproximativ 2,5 ore la instalația de foraj și am fost din nou convins că este atât de dificil și afaceri periculoase modul în care forajul și producția de petrol în general nu pot fi decât oameni buni... Mi-au explicat, de asemenea, că oamenii răi nu stau aici.

Prieteni, mulțumesc că ai citit până la capăt. Sperăm că acum aveți o idee puțin mai bună despre procesul de forare. Dacă mai aveți întrebări, puneți-le în comentarii. Eu însumi sau cu ajutorul experților - cu siguranță voi răspunde!

Astăzi acestea sunt principalele Resurse naturale, care sunt necesare pentru viața deplină a omenirii. Petrolul joacă un rol special în echilibrul combustibilului și al energiei; este utilizat pentru a produce combustibili pentru motoare, solvenți, materiale plastice, detergenți și multe altele. Gazul servește în principal ca sursă de încălzire, combustibil de gătit, combustibil pentru mașini și materie primă pentru fabricarea diferitelor substanțe organice. De aceea mineritul lor a devenit principala industrie din lume. Pentru a extrage aceste minerale, situate adânc în subteran, aveți nevoie puț de petrol.

1 - țevi de carcasă;

2 - piatră de ciment;

4 - perforație în carcasă și piatră de ciment;

I - direcție;

II - dirijor;

III - coloană intermediară;

IV - carcasă de producție.

Ce este?

O fântână este o gaură cilindrică în sol cu ​​pereți de sol întăriți cu o soluție specială, unde o persoană nu are acces. Lungimea variază de la câțiva metri la câțiva kilometri, în funcție de adâncimea depozitelor de minerale.

Construcția unui puț de gaz este procesul de creare a unei mine care funcționează în sol. Un proces de înaltă calitate necesită instalații de foraj puternice. Astăzi, jumătate din platforme sunt alimentate cu motorină. Sunt foarte convenabile de utilizat în absența energiei electrice. Puterea lor este în mod constant îmbunătățită de producători. Trebuie amintit că procesul de distrugere a rocilor este de înaltă tehnologie, ceea ce necesită echipamente de înaltă calitate și specialiști calificați.

Ei bine și componentele sale

Ce este și în ce este diferit de mine și puțuri? Dacă este necesar, oamenii pot coborî în mine sau fântâni, dar nu vor avea acces la fântână. În plus, lungimea este mai mare decât diametrul. Din cele de mai sus, putem concluziona că o fântână este o mină cilindrică care funcționează fără ca oamenii să o acceseze.

Puț de petrol constă din gură - aceasta este partea superioară a acestuia, trunchiul este pereții, iar partea inferioară este partea inferioară. Structura în sine constă din mai multe părți. Aceste piese sunt ghidaje, conductoare și șiruri de producție. Forarea unui puț de petrol și gaze trebuie efectuate eficient, astfel încât straturile de sol să nu fie erodate în timpul exploatării ulterioare. Prin urmare, după instalarea coloanei de ghidare, spațiul dintre sol și peretele conductei este cimentat cu atenție. Acest lucru este deosebit de important, deoarece apele active și dulci trec prin straturile superioare ale solului. Următorul proces este de a construi un conductor. Aceasta este coborârea coloanelor la o adâncime și mai mare și, din nou, cimentarea spațiului dintre ele și sol. Apoi, toate aceste operații sunt finalizate prin rularea șirului de producție în partea de jos și din nou întregul spațiu de la fund până la capul puțului este cimentat. Acest lucru va oferi o bună protecție împotriva delaminării straturilor de sol și a apelor subterane.

Tipuri de lucrări miniere

Construcție petrolieră puțuri de gaz subdivizat în:

• Orizontală
• Vertical
• Oblic
• Multi-butoi
• Multi-gaură

Clasificare după scop

Fiecare are propriul scop, mai jos vom analiza în ce categorii sunt împărțite:

• motoare de căutare
• exploratorie
• operațional

Cele mai frecvente sunt verticale. Când sunt instalate, unghiul de înclinare față de verticală nu depășește 5 grade. Dacă depășește, atunci se numește înclinat. Cea orizontală are un unghi de înclinare de 80 până la 90 de grade față de verticală, dar din moment ce nu are sens să găuriți la o astfel de înclinație, străpung un puț obișnuit sau unul înclinat, iar apoi forajul în sine este lansat de-a lungul traiectoriei necesare . Proiectarea implică utilizarea structurilor cu mai multe țevi și cu mai multe găuri. Diferența este că cea multilaterală are mai multe trunchiuri, care se ramifică dintr-un punct deasupra stratului productiv de sol. Iar cea multilaterală are mai multe fețe, în timp ce punctul de ramificare este mai jos.

Forarea unui puț de gaz

Nu se va face fără explorare, deoarece vă permite să clarificați rezervele minerale și să culegeți date pentru întocmirea unui proiect pentru dezvoltarea unui zăcământ.

Cea mai importantă parte a activității de producție a gazului este „groapa” operațională, deoarece cu ajutorul acesteia are loc acest proces magic de producție de petrol și gaze. Operațional, la rândul său, poate fi împărțit în mai multe subtipuri, cum ar fi:

• Principalele miniere
• Descărcare
• rezervă
• Estimat
• Control
• Motiv special
• Substudiu

Toți joacă un rol imens în acest complex de producție de gaze. Primele sunt destinate direct producției de gaze. Injecție - pentru a menține presiunea necesară în formațiunile productive. Rezervă - utilizată pentru a susține fondul principal atunci când rezervorul este eterogen. Estimarea și controlul sunt utilizate pentru a monitoriza schimbările de presiune în formațiuni, saturația acesteia și clarificarea limitelor sale. Sunt necesare scopuri speciale pentru colectarea apei industriale și eliminarea apei industriale. Iar copiile de rezervă sunt necesare în cazul uzurii celor principale de producție și de injecție.

Metode de găurire

Experții identifică mai multe metode prin care se efectuează forarea cu petrol.

• rotativ - este una dintre cele mai utilizate metode de foraj. Un pic intră adânc în piatră și se rotește simultan cu țevile de foraj. Viteza de găurire rotativă depinde direct de rezistența rocilor și de indicele rezistenței acestora. Popularitatea acestei metode se datorează faptului că este posibilă ajustarea valorii momentului de fumat în funcție de rezistența și densitatea rocilor și a solurilor. În plus, forajul rotativ este capabil să reziste la sarcini destul de grele în timpul unui proces de lucru pe termen lung;
• turbină - principala diferență între această metodă și cea rotativă este utilizarea unui bit, care funcționează în tandem cu turbina unui burghiu cu turbină. Procesul de rotație a burghiului și burghiului este asigurat datorită presiunii forței apei, care se deplasează într-o anumită direcție între stator și rotor;
• șurub - unitatea de lucru, cu ajutorul căreia se efectuează găurirea șuruburilor pentru ulei, constă din multe șuruburi mecanice care acționează burghiul. În acest moment, metoda șurubului este rar utilizată.

Etapele sale

Industria modernă folosește mai multe tipuri de foraj, dar toate constau din aceste etape de bază.

Design bine pentru petrol și gaze dezvoltat și rafinat în conformitate cu condițiile geologice specifice de forare într-o zonă dată. Trebuie să asigure îndeplinirea sarcinii atribuite, adică atingerea adâncimii de proiectare, deschiderea zăcămintelor purtătoare de petrol și gaze și efectuarea întregului set de studii și lucrări în fântână, inclusiv utilizarea acestuia în sistemul de dezvoltare a câmpului.

Proiectarea fântânii depinde de complexitatea secțiunii geologice, metoda de forare, scopul fântânii, metoda de deschidere a orizontului productiv și alți factori.

Datele inițiale pentru proiectarea sondei includ următoarele informații:

scopul și adâncimea fântânii;

orizontul țintă și caracteristicile rocii rezervorului;

secțiune geologică la locul puțului cu identificarea zonelor de posibile complicații și indicarea presiunilor rezervorului și a presiunii hidraulice de fracturare pe intervale;

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

Ordinea de proiectare proiecte de sonde pentru petrol si gaze Următorul.

Este selectat secțiunea găurii inferioare a unei fântâni ... Proiectarea puțului în intervalul de formare productivă ar trebui să asigure cele mai bune condiții pentru fluxul de petrol și gaze în puț și cea mai eficientă utilizare a energiei de formare a rezervorului de petrol și gaz.

Cel necesar numărul șirurilor de carcasă și adâncimile de rulare ale acestora... În acest scop, un grafic al modificărilor coeficientului presiunilor de formare anormale k și a indicelui presiunilor de absorbție kspl.

Alegerea este justificată diametrul șirului de producție și diametrele șirurilor de carcasă și ale biților sunt convenite... Diametrele sunt calculate de jos în sus.

Intervalele de cimentare selectate... De la pantoful carcasei până la capul puțului sunt cimentate următoarele: conductoare ale carcasei în toate puțurile; șiruri intermediare și de producție în sondele de explorare, prospecție, parametrice, de referință și gaze; coloane intermediare în puțuri de petrol adâncime peste 3000 m; pe o secțiune cu o lungime de cel puțin 500 m de la șnurul intermediar în puțuri de petrol cu ​​adâncimea de până la 3004) m (cu condiția ca toate rocile permeabile și instabile să fie acoperite cu suspensie de ciment).

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

Toate șirurile de carcase din puțurile offshore sunt cimentate pe toată lungimea lor.

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

Programul hidraulic este înțeles ca un set de parametri reglabili ai procesului de spălare a puțului. Nomenclatura parametrilor reglabili este următoarea: indicatori ai proprietăților fluidului de foraj, fluxul pompelor de noroi, diametrul și numărul de duze cu jet.

La elaborarea unui program hidraulic, se presupune:

Eliminați fluidele de formare și pierderea circulației;

Prevenirea eroziunii pereților de foraj și dispersia mecanică a butașilor transportați pentru a exclude producția de noroi de foraj;

Asigurați îndepărtarea rocii forate din spațiul inelar al puțului;

Creați condiții pentru utilizarea maximă a efectului de jet;

Folosiți rațional puterea hidraulică a unității de pompare;

Exclude Situații de urgență la oprirea, circularea și pornirea pompelor de noroi.

Cerințele enumerate pentru programul hidraulic sunt îndeplinite, cu condiția ca problema de optimizare multifactor să fie formalizată și rezolvată. Schemele de proiectare bine cunoscute pentru procesul de spălare a puțurilor forate se bazează pe calculele rezistențelor hidraulice din sistem pentru un debit de pompă dat și pe indicatorii proprietăților fluidelor de foraj.

Astfel de calcule hidraulice sunt efectuate în conformitate cu următoarea schemă. În primul rând, pe baza recomandărilor empirice, setați viteza de mișcare a fluidului de foraj în spațiul inelar și calculați debitul necesar al pompelor de noroi. În funcție de caracteristicile pașaportului pompelor de noroi, se selectează diametrul bucșelor, capabile să asigure debitul necesar. Apoi, conform formulelor corespunzătoare, pierderile hidraulice din sistem sunt determinate fără a lua în considerare pierderile de presiune din bit. Zona duzelor de biți de jet este selectată pe baza diferenței dintre presiunea maximă nominală de descărcare (corespunzătoare bucșelor selectate) și pierderile de presiune calculate datorate rezistențelor hidraulice.

Principiile alegerii unei metode de găurire: principalele criterii de selecție, luând în considerare adâncimea sondei, temperatura în gaura sondei, complexitatea găuririi, profilul de proiectare și alți factori.

Alegerea unei metode de foraj, dezvoltarea unor metode mai eficiente de spargere a rocilor la fundul unei fântâni și rezolvarea multor probleme legate de construcția unei fântâni sunt imposibile fără a studia proprietățile rocilor în sine, condițiile de apariție și efectul acestor condiții asupra proprietăților rocilor.

Alegerea metodei de foraj depinde de structura formațiunii, de proprietățile rezervorului acesteia, de compoziția lichidelor și / sau gazelor conținute în aceasta, de numărul straturilor productive și de coeficienții presiunilor de formare anormale.

Alegerea metodei de foraj se bazează pe o evaluare comparativă a eficacității sale, care este determinată de mulți factori, fiecare dintre aceștia, în funcție de cerințele geologice și metodologice (GMT), scopul și condițiile de forare, poate avea o importanță decisivă.

Alegerea metodei de forare a puțului este influențată și de scopul operațiunilor de forare.

Atunci când alegeți o metodă de forare, trebuie ghidat de scopul fântânii, de caracteristicile hidrogeologice ale acviferului și de adâncimea acestuia, de volumul de lucru privind dezvoltarea formațiunii.

Combinarea parametrilor BHA.

Atunci când alegeți o metodă de găurire, pe lângă factorii tehnici și economici, trebuie luat în considerare faptul că, în comparație cu BHA, BHA-urile rotative bazate pe un motor de gaură sunt mult mai avansate din punct de vedere tehnologic și fiabile în funcționare, mai stabile în ceea ce privește proiectarea traiectorie.

Forța de deviere pe curba bitului versus foraj pentru stabilizarea BHA cu doi centralizatori.

Atunci când alegeți o metodă de găurire, pe lângă factorii tehnici și economici, trebuie luat în considerare faptul că, în comparație cu un BHA bazat pe un motor de gaură, BHA-urile rotative sunt mult mai avansate din punct de vedere tehnologic și mai fiabile în funcționare, mai stabile pe traiectoria de proiectare .

Pentru a fundamenta alegerea metodei de foraj în depozite post-sare și a confirma concluzia de mai sus cu privire la metoda rațională de forare, au fost analizați indicatorii tehnici de forare cu turbină și rotativă a puțurilor.

În cazul alegerii metodei de găurire cu motoare hidraulice în puț, după calcularea sarcinii axiale pe bit, este necesar să selectați tipul de motor în puț. Această selecție se face ținând cont de cuplul specific pe rotația bitului, de sarcina axială pe bit și de densitatea fluidului de foraj. Caracteristicile tehnice ale motorului de gaură selectat sunt luate în considerare la proiectarea bitului RPM și a programului de spălare a puțului hidraulic.

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

Înainte de a trece la alegerea metodei de foraj pentru adâncirea sondei folosind agenți gazoși, trebuie avut în vedere faptul că proprietățile lor fizice și mecanice introduc limitări destul de definite, deoarece unele tipuri de agenți gazoși nu sunt aplicabili pentru o serie de metode de forare. În fig. 46 prezintă combinații posibile de diferite tipuri de agenți gazoși cu tehnicile actuale de forare. După cum se poate observa din diagramă, cele mai universale din punct de vedere al utilizării agenților gazoși sunt metodele de găurire cu un rotor și un burghiu electric, mai puțin universală este metoda turbinei, care este utilizată numai atunci când se utilizează lichide aerate . [ 2 ]

Raportul putere-greutate al PBU are un efect mai mic asupra alegerea metodelor de forajși varietățile lor decât raportul putere-greutate al instalației de foraj de pe uscat, deoarece, pe lângă echipamentul de foraj în sine, PBU este echipat cu echipamente auxiliare necesare funcționării și menținerii sale la punctul de foraj. În practică, forajul și echipamentul auxiliar funcționează alternativ. Raportul minim necesar putere-greutate al MODU este determinat de energia consumată de echipamentul auxiliar, care este uneori mai mare decât cea necesară pentru acționarea de foraj. [ 3 ]

A opta secțiune proiect tehnic dedicat pentru alegerea metodei de foraj, dimensiunile motoarelor de foraj și lungimile de găurire, dezvoltarea modurilor de găurire. [ 4 ]

Cu alte cuvinte, alegerea unuia sau a altui profil de sonde determină în mare măsură alegerea metodei de foraj5 ]

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

Cu alte cuvinte, alegerea unui anumit tip de profil de sondă determină în mare măsură alegerea metodei de foraj, tip biți, program de foraj hidraulic, parametri de foraj și invers. [ 7 ]

Parametrii de înclinare ai unei baze plutitoare ar trebui să fie determinați prin calcul deja la etapele inițiale ale proiectării corpului navei, deoarece gama de funcționare a valurilor mării depinde de aceasta, la care este posibilă o funcționare normală și sigură, precum și alegerea metodei de foraj, sisteme și dispozitive pentru a reduce impactul rulării asupra procesului de lucru. Scăderea pitching-ului poate fi realizată prin selectarea rațională a dimensiunii corpurilor, aranjarea reciprocă a acestora și utilizarea mijloacelor pasive și active pentru a combate pitching-ul. [ 8 ]

Forarea puțurilor și a puțurilor rămâne cea mai comună metodă de prospectare și exploatare a apelor subterane. Alegerea unei metode de foraj determinați: gradul de studiu hidrogeologic al zonei, scopul lucrării, fiabilitatea necesară a informațiilor geologice și hidrogeologice obținute, indicatorii tehnici și economici ai metodei de foraj considerate, costul a 1 m3 de apă produsă, durata de viață a fântânii. Alegerea tehnologiei de foraj este influențată de temperatura apelor subterane, de gradul de mineralizare și de agresivitatea acestora față de beton (ciment) și fier. [ 9 ]

La forarea puțurilor ultra-adânci, prevenirea abaterilor forajului este foarte importantă din cauza consecințelor negative ale curburii forajului în timpul adâncirii sale. Prin urmare, la selectarea metodelor de forare a puțurilor ultra-adânci, și în special la intervalele superioare ale acestora, trebuie acordată atenție menținerii verticalității și a dreptei sondei. [ 10 ]

Alegerea metodei de foraj trebuie decisă pe baza unui studiu de fezabilitate. Indicatorul principal pentru alegerea metodei de foraj este rentabilitatea - costul de 1 m de penetrare. [ 11 ]

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

Eficiența tehnică și economică a unui proiect de construcție a puțurilor de petrol și gaze depinde în mare măsură de validitatea procesului de adâncire și spălare. Proiectarea tehnologiei acestor procese include alegerea metodei de foraj, tipul instrumentului de rupere a pietrei și modurile de găurire, proiectarea șirului de găurire și structura sa inferioară, programul de aprofundare hidraulică și indicatorii proprietăților fluidului de foraj, tipurile de fluide de foraj și cantitățile necesare de substanțe chimice și materiale pentru a-și menține proprietățile. Adoptarea deciziilor de proiectare determină alegerea tipului de instalație de foraj, care, în plus, depinde de proiectarea șirurilor de carcasă și de condițiile geografice ale forajului. [ 13 ]

Aplicarea rezultatelor rezolvării problemei creează o largă oportunitate pentru o analiză profundă și extinsă a dezvoltării biților într-un număr mare de obiecte cu o mare varietate de condiții de găurire. În acest caz, este, de asemenea, posibil să pregătiți recomandări pentru alegerea metodelor de foraj, motoare în puț, pompe de noroi și fluid de spălare. [ 14 ]

În practica construirii puțurilor de apă, s-au răspândit următoarele metode de găurire: rotativ cu spălare directă, rotativ cu spălare în spate, rotativ cu suflare cu aer și frânghie de percuție. Condițiile pentru utilizarea diferitelor metode de foraj sunt determinate de caracteristicile tehnice și tehnologice efective ale instalațiilor de foraj, precum și de calitatea muncii la construcția puțurilor. Trebuie remarcat faptul că pentru alegerea unei metode de forare a puțurilor pe apă, este necesar să se țină seama nu numai de rata de penetrare a puțurilor și de fabricabilitatea metodei, ci și de furnizarea unor astfel de parametri de deschidere a acviferului, în care deformarea rocilor din zona de gaură de jos este observat la un nivel minim și permeabilitatea acestuia nu scade în comparație cu rezervorul. [ 1 ]

Este mult mai dificil să alegeți o metodă de găurire pentru adâncirea unui sondă verticală. Dacă, la forarea intervalului selectat pe baza practicii de forare cu utilizarea fluidelor de foraj, este posibil să se aștepte curbura sondei verticale, atunci, de regulă, se folosesc ciocane cu tipul adecvat de biți. Dacă nu se observă nicio curbură, atunci alegerea metodei de foraj se efectuează după cum urmează. Pentru roci moi (șist moale, gips, cretă, anhidrit, sare și calcar moale), se recomandă utilizarea forajului electric cu viteze de rotație a bitului de până la 325 rpm. Pe măsură ce duritatea rocii crește, metodele de găurire sunt aranjate în următoarea succesiune: motor cu deplasare pozitivă, găurire rotativă și găurire rotativă cu percuție. [ 2 ]

Din punctul de vedere al creșterii vitezei și al reducerii costului de construcție a puțurilor cu un PBU, metoda de forare cu un hidrotransport al miezului este interesantă. Această metodă, cu excluderea limitărilor mai sus menționate ale aplicării sale, poate fi utilizată în explorarea plasatorilor de pe platformă la etapele de prospecțiune și prospectare și evaluare a explorării geologice. Costul echipamentului de foraj, indiferent de metodele de forare, nu depășește 10% din costul total al platformei. Prin urmare, modificarea costului echipamentelor de foraj singure nu are un efect semnificativ asupra costurilor de fabricație și întreținere a PBU și asupra alegerea metodei de foraj... Creșterea costului MODU este justificată numai dacă îmbunătățește condițiile de lucru, mărește siguranța și viteza de foraj, reduce numărul de perioade de nefuncționare datorate condițiilor meteorologice și prelungește sezonul de foraj în timp. [ 3 ]

Alegerea tipului de biți și a modului de forare: criterii de selecție, metode de obținere a informațiilor și prelucrarea acestora pentru a stabili moduri optime, controla valoarea parametrilor .

Alegerea unui bit se face pe baza cunoașterii rocilor (g / p) care alcătuiesc intervalul dat, adică după categoria de duritate și după categoria de abrazivitate, g / p.

În procesul de forare a unei fântâni de explorare și, uneori, a unei fântâni de producție, rocile sunt prelevate periodic sub formă de stâlpi intacti (miezuri) pentru a compila o secțiune stratigrafică, studiind caracteristicile litologice ale rocilor trecute, dezvăluind conținutul de petrol, gaze în porii rocilor etc.

Biții de bază sunt folosiți pentru a extrage miezul la suprafață (Fig. 2.7). Un astfel de bit constă dintr-un cap de burghiu 1 și un set de miez conectat la corpul capului de burghiu prin intermediul unui filet.

Orez. 2.7. Diagrama unui dispozitiv de biți de bază: 1 - cap de burghiu; 2 - miez; 3 - grouser; 4 - corpul miezului; 5 - supapă cu bilă

În funcție de proprietățile pietrei în care se efectuează găurirea miezului, se folosesc capete de burghiu cu conuri, diamante și carbură.

Modul de foraj este o combinație de astfel de parametri care afectează în mod semnificativ performanța bitului, pe care burghiul îl poate schimba din consola sa.

Pd [kN] - sarcină pe bit, n [rpm] - viteza de rotație a bitului, Q [l / s] - debit (alimentare) al industriei. w-ty, H [m] - găurire pe bit, Vm [m / oră] - blană. rata de penetrare, Vav = H / tБ - medie,

Vm (t) = dh / dtB - instantaneu, Vr [m / h] - viteza de funcționare a forajului, Vr = H / (tB + tSPO + tB), C [rub / m] - costuri de funcționare pe 1m de penetrare, C = (Cd + Cch (tB + tSPO + tB)) / H, Cd - costul biților; Cch - costul unei ore de lucru al burghiului. rev.

Etapele căutării modului optim - în etapa de proiectare - optimizarea operațională a modului de foraj - ajustarea modului de proiectare luând în considerare informațiile obținute în timpul procesului de forare.

În procesul de proiectare, folosim inf. obținută la forarea puțului. in acest

regiune, analog. conv., date despre golog. secțiunea puțului., recomandări ale producătorului burghiului. unelte., caracteristicile de lucru ale motoarelor de foraj.

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

Frezele din capul burghiului sunt montate în așa fel încât piatra din centrul fundului forajului să nu se prăbușească în timpul găuririi. Acest lucru creează condiții pentru formarea miezului 2. Există capete de burghiu cu patru, șase și alte opt conuri concepute pentru carotarea în diferite formațiuni. Amplasarea elementelor de tăiere a rocilor în capete de găurit cu diamant și carbură permite, de asemenea, formarea rocii să fie distrusă numai de-a lungul periferiei fundului forajului.

Când fântâna este adâncită, coloana de piatră formată intră în setul de miez, care constă din corpul 4 și țeava miezului (șosete de sol) 3. Corpul setului de miez este utilizat pentru a conecta capul de foraj la șirul de foraj, așezați solul sprijiniți-l și protejați-l de deteriorările mecanice, precum și pentru trecerea fluidului de spălare între el și grunton. Instrumentul de sol este conceput pentru a primi probe de miez, pentru a le păstra în timpul găuririi și la ridicarea la suprafață. Pentru a îndeplini aceste funcții, în partea inferioară a șosetei, sunt instalate miezuri și suporturi pentru miez, iar în partea de sus - o supapă cu bilă 5, care trece prin sine lichidul deplasat din înmuiere atunci când este umplut cu miez.

Conform metodei de instalare a burghiului de sol în corpul ansamblului de miez și în capul de burghiu, există biți de miez cu un burghiu de sol amovibil și nedemovibil.

Burghiile de miez cu o dragă detașabilă vă permit să ridicați o draga cu miez fără a ridica șnurul de găurire. Pentru a face acest lucru, un dispozitiv de prindere este coborât în ​​șnurul de foraj pe o frânghie, cu ajutorul căruia un instrument de împământare este îndepărtat din setul de miez și ridicat la suprafață. Apoi, folosind același dispozitiv de prindere, o draga goală este coborâtă și instalată în corpul setului de miez și forarea cu carotare continuă.

Burghiile de miez cu suport de sol amovibil sunt utilizate pentru forarea cu turbină, iar cu cele fixe - pentru găurirea rotativă.

Diagrama schematică a testării unui orizont productiv folosind un tester de formare a țevilor.

Testerele de formare sunt utilizate pe scară largă la forare și oferă cea mai mare cantitate de informații despre ținta testată. Un tester modern de formare internă este format din următoarele unități principale: un filtru, un ambalator, un eșantionator în sine cu supape de egalizare și de admisie principale, o supapă de închidere și o supapă de circulație.

Diagrama schematică a cimentării într-o etapă. Schimbarea presiunii în pompele de cimentare implicată în acest proces.

Metoda de cimentare a puțului într-o etapă este cea mai comună. Cu această metodă, nămolul de ciment este furnizat la un anumit interval la un moment dat.

Etapa finală a operațiunilor de forare este însoțită de un proces care implică cimentarea puțurilor. Viabilitatea întregii structuri depinde de cât de bine sunt efectuate aceste lucrări. Scopul principal urmărit în procesul de realizare a acestei proceduri este înlocuirea noroiului de foraj cu ciment, care are un alt nume - nămol de ciment. Cimentarea bine presupune introducerea unei compoziții care trebuie să se întărească, transformându-se în piatră. Astăzi există mai multe modalități de a efectua procesul de cimentare a puțurilor, cea mai frecvent utilizată dintre ele este mai veche de 100 de ani. Este un ciment cu o singură etapă care a fost introdus în lume în 1905 și este utilizat astăzi cu doar câteva modificări.

Procesul de cimentare

Tehnologia pentru cimentarea puțurilor implică 5 tipuri principale de lucru: primul este amestecarea nămolului de ciment, al doilea este injectarea compoziției în puț, al treilea este furnizarea amestecului prin metoda selectată către inel, al patrulea este întărirea amestecului de ciment, al cincilea este controlul calității lucrărilor efectuate.

Înainte de începerea lucrărilor, ar trebui elaborată o schemă de cimentare, care se bazează pe calculele tehnice ale procesului. Va fi important să se țină seama de condițiile miniere și geologice; lungimea intervalului care trebuie întărit; caracteristicile proiectării forajului, precum și starea acestuia. Ar trebui să fie utilizat în procesul de calcule și experiența de a efectua o astfel de muncă într-o anumită zonă.

Figura 1. Schema procesului de cimentare într-o singură etapă.

În fig. 1 puteți vedea diagrama schematică a procesului de cimentare într-o singură etapă. „I” - începutul alimentării cu amestec în butoi. "II" este alimentarea amestecului injectat în puț atunci când soluția se deplasează în jos în carcasă, "III" este începutul împingerii compusului de chituire în inel, "IV" este etapa finală de împingere a amestecului. Schema 1 - un manometru, care este responsabil pentru monitorizarea nivelului de presiune; 2 - cap de cimentare; 3 - dop superior; 4 - mufa de jos; 5 - șir de carcasă; 6 - pereți de foraj; 7 - inel de oprire; 8 - lichid destinat forțării nămolului de ciment; 9 - noroi de foraj; 10 - amestec de ciment.

Diagrama schematică a unei cimentări în două etape cu o fractură în timp. Avantaje și dezavantaje.

Cimentarea în trepte cu o pauză în timp. Intervalul de cimentare este împărțit în două părți și un puf special de cimentare este instalat în puțul din apropierea interfeței. În afara coloanei, deasupra și dedesubtul cuplajului, sunt amplasate lumini de centrare. În primul rând, cimentați partea inferioară a coloanei. Pentru a face acest lucru, o porție de cr este pompată în carcasă în volumul necesar pentru a umple cp de la sabotul carcasei până la manșonul de cimentare, apoi fluidul de deplasare. Pentru cimentarea din etapa 1, volumul fluidului de deplasare trebuie să fie egal cu volumul intern al coloanei. După pomparea pz, bila este aruncată în coloană. Sub forța gravitațională, mingea coboară pe șir și se așează pe manșonul inferior al manșonului de cimentare. Apoi încep să pompeze din nou PS în coloană: presiunea din ea deasupra dopului crește, manșonul se deplasează în jos până la oprire și PS-ul iese din coloană prin orificiile deschise. Prin aceste găuri, puțul este spălat până când se întărește nămolul de ciment (de la câteva ore la zi). După aceea, se injectează 2 porții de cs, eliberând dopul superior și soluția este deplasată cu 2 porțiuni de pzh. Dopul, ajuns la manșon, este întărit cu știfturi în corpul manșonului de cimentare și îl împinge în jos; în acest caz, manșonul închide găurile cuplajului și separă cavitatea coloanei de punctul de control. După întărire, dopul este forat. Locul de instalare a cuplajului este ales în funcție de motivele care au determinat utilizarea etapelor de cimentare. În puțurile de gaz, manșonul de cimentare este instalat la 200-250 m deasupra vârfului orizontului productiv. Dacă există riscul pierderii în timpul cimentării bine, locația gulerului este calculată astfel încât suma presiunilor hidrodinamice și a presiunii statice a coloanei de noroi din inel să fie mai mică decât presiunea de fractură a formațiunii slabe. Așezați întotdeauna manșonul de cimentare pe roci impermeabile stabile și centrați cu felinare. Acestea sunt utilizate: a) dacă absorbția soluției este inevitabilă în timpul cimentării cu o singură etapă; b) dacă un rezervor cu DEA este deschis și în timpul stabilirii soluției după cimentarea într-o etapă, pot apărea revărsări și degajări de gaze; c) dacă cimentarea într-o singură etapă necesită participarea simultană la funcționarea unui număr mare de pompe de ciment și mașini de amestecat. Dezavantaje: decalaj mare în timp între sfârșitul cimentării secțiunii inferioare și începutul cimentării secțiunii superioare. Acest dezavantaj poate fi eliminat în principal prin instalarea unui ambalator extern pe aprox, sub manșonul de ciment. Dacă la sfârșitul etapei inferioare de cimentare spațiul inelar al puțului este sigilat cu un ambalator, atunci puteți începe imediat cimentarea secțiunii superioare.

Principii de calcul al rezistenței la întindere axială a carcasei pentru puțurile verticale. Specificul calculului coloanelor pentru puțurile deviate și deviate.

Calculul carcaseiîncepeți prin determinarea excesului de presiuni externe. [ 1 ]

Calculul șirurilor de carcasă efectuate în timpul proiectării pentru a selecta grosimea peretelui și grupurile de rezistență ale materialului țevii carcasei, precum și pentru a verifica conformitatea factorilor de siguranță standard stabiliți în proiectare cu cei așteptați, ținând cont de aspectele geologice, tehnologice existente , condițiile de producție ale pieței. [ 2 ]

Calculul șirurilor de carcasă cu un filet trapezoidal în tensiune se efectuează pe baza sarcinii admise. Când se rulează carcasa în secțiuni, lungimea secțiunii este luată ca lungimea carcasei. [ 3 ]

Calculul carcasei include identificarea factorilor care afectează deteriorarea carcasei și selectarea celor mai adecvate calități de oțel pentru fiecare operațiune specifică din punct de vedere al fiabilității și economiei. Proiectarea șirului de carcasă trebuie să îndeplinească cerințele șirului pentru completarea și operarea unei sonde. [ 4 ]

Calculul șirurilor de carcasă pentru puțurile direcționale diferă de cea adoptată pentru puțurile verticale prin alegerea rezistenței la tracțiune în funcție de intensitatea curburii forajului, precum și prin determinarea presiunilor externe și interne, în care se determină poziția punctelor caracteristice unei puțuri deviate prin proiecția sa verticală.

Calculul șirurilor de carcasă produs în funcție de valorile maxime ale presiunilor externe și interne excesive, precum și ale sarcinilor axiale (în timpul găuririi, testării, funcționării, prelucrării sondelor), luând în considerare acțiunea lor separată și comună.

Principala diferență calculul șirurilor de carcasă pentru puțurile direcționale din calculul puțurilor verticale este de a determina rezistența la tracțiune, care se face în funcție de intensitatea curburii forajului, precum și de calculul presiunilor externe și interne, ținând cont de alungirea sondei

Selecția carcasei și calculul carcasei testele de rezistență se efectuează ținând seama de presiunile externe și interne excedentare maxime așteptate, cu înlocuirea completă a soluției prin fluidul de formare, precum și sarcinile axiale pe conducte și agresivitatea fluidului în etapele de construcție și funcționare a puțului în funcție de existent structuri.

Principalele sarcini în analiza rezistenței carcasei sunt sarcinile axiale de tracțiune datorate greutății proprii, precum și suprapresiunea externă și internă în timpul cimentării și funcționării sondei. În plus, alte încărcări acționează asupra coloanei:

· Sarcini dinamice axiale în timpul mișcării instabile a coloanei;

· Încărcări axiale din forțele de frecare a șirului de pereții puțului în timpul funcționării acestuia;

· Încărcări compresive dintr-o parte din propria greutate la descărcarea carcasei către fund;

· Încărcarea sarcinilor care apar în puțuri deviate.

Calculul carcasei de producție pentru o fântână de petrol

Simboluri utilizate în formule:

Distanța de la capul puțului la pantoful carcasei, m L

Distanța de la capul puțului până la nămolul de ciment, m h

Distanța de la capul puțului la nivelul lichidului în șir, m N

Densitatea fluidului sub presiune, g / cm 3 r agent de răcire

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

Densitatea lichidului din coloana r B

Densitatea suspensiei de ciment de umplere în spatele carcasei r CR

Suprapresiune internă la o adâncime z, MPa P VIz

Presiune externă excesivă la o adâncime z P NIz

Presiune externă critică excesivă, la care tensiunea

Presiunea din corpul țevii atinge punctul de randament Р КР

Presiunea rezervorului la adâncimea z R PL

Presiunea de sertizare

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

Factorul de descărcare a inelului de ciment k

Factorul de siguranță la calcularea suprapresiunii externe n КР

Factorul de siguranță pentru proiectarea la tracțiune n STR

Figura 69. Schema de cimentare a puțurilor

La h> H Determinați presiunile externe în exces (în etapa de sfârșit de funcționare) pentru următoarele puncte caracteristice.

1: z = 0; R n și z = 0,01ρ b.p * z; (86)

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

3: z = h; R n și z = (0,01 [ρ b.p h - ρ în (h - H)]), (MPa); (88)

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

Construim un teren ABCD(Figura 70). Pentru a face acest lucru, în direcția orizontală pe scara acceptată, amânăm valorile ρ n și z în puncte 1 -4 (vezi diagrama) și aceste puncte sunt conectate secvențial între ele prin segmente de linie dreaptă

Figura 70. Diagramele externe și interne

presiuni în exces

Determinați excesul de presiuni interne din condiția de testare a etanșării carcasei într-un singur pas fără ambalator.

Presiunea capului de sondă: R y = R pl - 0,01 ρ v L (MPa). (90)

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

Calitatea separării formațiunilor permeabile prin cimentare depinde de următoarele grupe de factori: a) compoziția amestecului de obturare; b) compoziția și proprietățile nămolului de ciment; c) metoda de cimentare; d) completitudinea înlocuirii fluidului de deplasare cu nămol de chituire în inelul puțului; e) rezistența și etanșeitatea aderenței pietrei de înfundare cu carcasa și pereții forajului; f) utilizarea mijloacelor suplimentare pentru a preveni apariția filtrării și formarea canalelor de sufuzie în nămolul de ciment în perioada de îngroșare și de prindere; g) repaus bine în perioada de îngroșare și fixare a nămolului de ciment.

Principii de calcul al cantităților necesare de materiale de chituire, mașini de amestecat și unități de cimentare pentru prepararea și injectarea de nămol de chituire în carcasă. Schema conductelor echipamentelor de cimentare.

Este necesar să se calculeze cimentarea pentru următoarele condiții:

- factorul de rezervă la înălțimea nămolului de ciment, introdus pentru a compensa factorii care nu pot fi luați în considerare (determinat statistic din datele de cimentare din puțurile anterioare); și - respectiv, diametrul mediu al sondei și diametrul exterior al carcasei de producție, m; - lungimea secțiunii de cimentare, m; - diametrul interior mediu al carcasei de producție, m; - înălțimea (lungimea) cimentului duza rămasă în carcasă, m; - factorul de siguranță al fluidului de deplasare, ținând seama de compresibilitatea acestuia, - = 1,03; - densitatea suspensiei de ciment, kg / m3; - densitatea fluidului de foraj, kg / m3; n - conținutul relativ de apă; - densitatea apei, kg / m3; - densitatea în vrac a cimentului, kg / m3;

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

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

Volumul fluidului tampon: Vb = 0,785 * (2-dн2) * lb;

Masa de umplere a cimentului Portland: Мts = - ** Vtsr / (1 + n);

Volumul de apă pentru prepararea soluției de chituire, m3: Vw = Mts * n / (kts * pw);

Înainte de cimentare, materialul de chituire uscat este încărcat în buncărele mașinilor de amestecat, numărul necesar fiind: nc = Mts / Vcm, unde Vcm este volumul buncărului mixerului.

Metode de echipare a secțiunii inferioare a puțului în zona formațiunii productive. Condițiile în care este posibil să se utilizeze fiecare dintre aceste metode.

1. Un depozit productiv este forat fără suprapunerea preliminară a rocilor suprapuse cu un șir special de carcasă, apoi șirul de carcasă este coborât până la fund și cimentat. Pentru a comunica cavitatea interioară a șirului de carcasă cu rezervorul productiv, acesta este perforat, adică un număr mare de găuri sunt împușcate prin coloană. Metoda are următoarele avantaje: ușor de implementat; vă permite să comunicați selectiv fântâna cu orice strat intermediar al unui rezervor productiv; costul lucrărilor de forare propriu-zise poate fi mai mic decât în ​​cazul altor metode de intrare.

2. Preliminar, șirul de carcasă este coborât și cimentat la vârful rezervorului productiv, izolând rocile deasupra. Rezervorul este apoi găurit cu biți mai mici și alezajul este lăsat deschis sub sabotul carcasei. Metoda este aplicabilă numai dacă rezervorul este compus din roci stabile și este saturat cu un singur fluid; nu permite exploatarea selectivă a niciunui strat intermediar.

3. Se diferențiază de cea anterioară prin aceea că sonda din rezervorul productiv este blocată cu un filtru, care este suspendat în carcasă; spațiul dintre ecran și șir este adesea izolat cu un pachet. Metoda are aceleași avantaje și limitări ca și cea anterioară. Spre deosebire de precedent, poate fi adoptat în cazurile în care un depozit productiv este compus din roci care nu sunt suficient de stabile în timpul exploatării.

4. Fântâna este învelită cu un șir de țevi până la vârful depozitului productiv, apoi aceasta din urmă este forată și acoperită cu o căptușeală. Căptușeala este cimentată pe toată lungimea sa și apoi perforată într-un interval prestabilit. Cu această metodă, contaminarea semnificativă a rezervorului poate fi evitată prin alegerea unui fluid de spălare numai ținând cont de situația din rezervor în sine. Permite exploatarea selectivă a diferitelor straturi intermediare și vă permite să dezvoltați rapid și rentabil un puț.

5. Se deosebește de prima metodă doar prin faptul că șirul de carcasă este coborât în ​​fântână după găurirea rezervorului productiv, a cărui secțiune inferioară este prefabricată din țevi cu găuri fante și prin faptul că este cimentată numai deasupra vârfului a rezervorului productiv. Secțiunea perforată a coloanei este plasată pe rezervorul de plată. Cu această metodă, este imposibil să se asigure exploatarea selectivă a unuia sau altui strat intermediar.

Factori luați în considerare la alegerea unui material de chituire pentru cimentarea unui anumit interval al unei puțuri.

Alegerea materialelor de chituire pentru cimentarea șirurilor de carcasă este determinată de caracteristicile litofaciesului secțiunii, iar principalii factori care determină compoziția nămolului de chituire sunt temperatura, presiunea rezervorului, presiunea de fracturare, prezența depozitelor de sare, tipul de fluid etc. În general, nămolul de chituit constă din ciment de chituit, amestec mediu, reactivi - acceleratori și întârzieri ai timpului de fixare, reactivi - reducători ai ratei de filtrare și aditivi speciali. Cimentul de sonde de petrol este selectat după cum urmează: în funcție de intervalul de temperatură, în funcție de intervalul de măsurare a densității nămolului de ciment, în funcție de tipurile de fluid și depozite în intervalul de cimentare, se specifică marca cimenturilor. Mediul de amestecare este selectat în funcție de prezența depozitelor de sare în secțiunea puțului sau de gradul de mineralizare a apelor de formare. Pentru a preveni îngroșarea prematură a nămolului de ciment și udarea orizonturilor productive, este necesar să se reducă rata de filtrare a nămolului de ciment. NTF, hypane, CMC, PVS-TR sunt utilizate ca reductori ai acestui indicator. Pentru a crește stabilitatea termică a aditivilor chimici, se structurează sistemele de dispersie și se elimină efectele secundare atunci când se utilizează unii reactivi, se utilizează argilă, sodă caustică, clorură de calciu și cromați.

Alegerea unui set de bază pentru a obține un nucleu de înaltă calitate.

Instrument de primire a miezului - un instrument care asigură recepția, separarea de masivul l / c și conservarea miezului în timpul procesului de forare și în timpul transportului prin sondă. până la recuperarea acestuia pentru repetare pentru cercetare. Soiuri: - P1 - pentru găurirea rotativă cu un receptor de miez detașabil (recuperabil de BT), - P2 - receptor de miez neamovibil, - T1 - pentru găurirea turbinei cu un miez receptor amovibil, - T2 - cu un miez de recepție nedemovibil . Tipuri: - pentru prelevarea carotajului dintr-un masiv de densitate g / p (butoi cu dublu nucleu cu receptor central, izolat de canalele vasului și rotitor împreună cu corpul proiectilului), - pentru prelevarea carotajului în g / c fracturat , mototolit sau alternativ ca densitate și duritate (receptor de miez nerotabil, suspendat pe unul sau mai mulți rulmenți și dispozitive demontabile și suporturi de miez fiabile), - pentru prelevarea de miez în vrac l / c, ușor de tăiat. și eroziune. PZh (trebuie să asigure etanșarea completă a miezului și suprapunerea găurii miezului la sfârșitul găuririi)

Caracteristici de proiectare și domenii de aplicare a țevilor de foraj.

Conductele de foraj sunt folosite pentru a transfera rotația de la rotor la șirul de foraj. Țevile de foraj sunt de obicei pătrate sau hexagonale. Sunt realizate în două versiuni: prefabricate și dintr-o singură bucată. Țevile de foraj cu capetele supărate pot fi supărate spre exterior și spre interior. Țevile de foraj cu capete de legătură sudate sunt formate din două tipuri: TBPV - cu capete de legătură sudate de-a lungul părții supărate spre exterior și TBP - cu capete de legătură sudate de-a lungul părții care nu supără. 4 mm, conexiune persistentă a conductei cu încuietoarea, împerechere strânsă cu încuietoarea. Conductele de foraj cu coliere stabilizatoare diferă de conductele standard prin prezența secțiunilor de conducte netede direct în spatele mamelonului înșurubat și manșonului de blocare și colierelor de etanșare stabilizatoare pe încuietori, filet trapezoidal conic (1:32) cu un pas de 5,08 mm cu un împerechere diametru interior ……….

Principiile de calcul al șnurului de foraj la forarea cu un motor de foraj .

Calculul BK la forarea SP a unei secțiuni înclinate drept a unei puțuri înclinate

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

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

LI> = Lsd + Lubt + Lnk + lI1 +… + l1n Dacă nu, atunci lIny = LI- (Lsd + Lubt + Lnk + lI1 +… + l1 (n-1))

Calculul BK la găurirea SD a unei secțiuni curbate a unui puț înclinat.

II

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

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

Δα = - Dacă>, atunci cos “+”

„-Pн” - când formați curbura „+ Pн” - când resetați curbura

se crede că secțiunea BC constă dintr-o secțiune = πα / 180 = 0,1745α

Principiile calculării șirului de foraj pentru foraj rotativ.

Calculul static, atunci când tensiunile ciclice alternante nu sunt luate în considerare, dar sunt luate în considerare solicitările constante de îndoire și torsiune

Pentru putere sau rezistență suficientă

Calcul static pentru puțuri verticale:

;

Kz = 1,4 - la normă. conv. Kz = 1,45 - cu complicații. conv.

pentru zonele înclinate

;

;

Mod de foraj. Tehnica de optimizare

Modul de găurire este o combinație de parametri care afectează semnificativ performanța bitului și pe care burghiul îl poate modifica de la panoul său de control.

Pd [kN] - sarcină pe bit, n [rpm] - viteza de rotație a bitului, Q [l / s] - debit (alimentare) al industriei. w-ty, H [m] - găurire pe bit, Vm [m / oră] - blană. rata de penetrare, Vsr = H / tБ - medie, Vm (t) = dh / dtБ - instantaneu, Vр [m / h] - viteza de funcționare a forajului, Vр = H / (tБ + tСПП + tВ), C [freca / m] - costuri de funcționare pe 1m de penetrare, C = (Cd + Cch (tB + tSPO + tB)) / H, Cd - prețul de cost al bitului; Cch - costul unei ore de lucru al burghiului. rev. Optimizarea modului de foraj: maxVp - explorare. Ei bine, minC - explo. bine ..

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

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

Etapele căutării modului optim - în etapa de proiectare - optimizarea operațională a modului de foraj - ajustarea modului de proiectare luând în considerare informațiile obținute în timpul procesului de forare

În procesul de proiectare, folosim inf. obținută la forarea puțului. în această regiune, într-un analog. conv., date despre golog. secțiunea puțului., recomandări ale producătorului burghiului. unelte., caracteristicile de lucru ale motoarelor de foraj.

2 moduri de a selecta partea de sus a puțului de biți:

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

Clasificarea metodelor de stimulare a fluxului în timpul dezvoltării puțului.

Dezvoltarea înseamnă un set de lucrări pentru a induce fluxul de fluid dintr-o formațiune productivă, pentru a curăța zona aproape de sondă de contaminare și pentru a oferi condiții pentru a obține cea mai mare productivitate posibilă a puțului.

Pentru a obține intrarea din orizontul productiv, este necesar să se reducă presiunea din puț în mod semnificativ sub presiunea rezervorului. Exista căi diferite reduceri de presiune bazate fie pe înlocuirea unui fluid de foraj greu cu unul mai ușor, fie pe o scădere netedă sau bruscă a nivelului de fluid în carcasa de producție. Pentru a induce un flux dintr-o formațiune compusă din roci slab stabile, se utilizează metode de reducere netedă a presiunii sau cu o amplitudine mică de fluctuații de presiune pentru a preveni distrugerea rezervorului. Dacă rezervorul este compus dintr-o rocă foarte solidă, atunci adesea cel mai mare efect se obține cu o creație ascuțită de depresiuni mari. Atunci când alegeți metoda de stimulare a fluxului, amploarea și natura depresiunii, este necesar să se ia în considerare stabilitatea și structura rocii rezervorului, compoziția și proprietățile lichidelor care o satură, gradul de contaminare în timpul deschiderii, prezența orizonturilor permeabile situate aproape de sus și de jos, rezistența carcasei și starea suportului fântânii. Cu o creație foarte ascuțită a unei depresiuni mari, este posibilă o încălcare a rezistenței și etanșeității căptușelii și cu o creștere scurtă, dar puternică a presiunii în puț, este posibilă absorbția fluidului în formațiunea productivă.

Înlocuirea unui lichid greu cu unul mai ușor. Șirul de tuburi este rulat aproape în jos dacă rezervorul este compus din roci bine stabile sau aproximativ până la perforațiile superioare dacă roca nu este suficient de stabilă. Fluidul este de obicei înlocuit prin metoda de circulație inversă: o pompă cu piston mobilă este pompată în spațiul inelar cu un fluid a cărui densitate este mai mică decât densitatea fluidului de foraj din șirul de producție. Pe măsură ce lichidul mai ușor umple inelul și deplasează fluidul mai greu din tub, presiunea din pompă crește. Acesta atinge maximul în momentul în care fluidul ușor se apropie de pantoful pentru tuburi. p umt = (p pr -r standby) qz nkt + p nkt + p mt, unde p pr și p standby este densitatea lichidelor grele și ușoare, kg / m; z tubing - adâncimea de rulare a șirului de tuburi, m; p nkt și p mt sunt pierderi hidraulice în șirul de tuburi și în spațiul inelar, Pa. Această presiune nu trebuie să depășească presiunea umidității de presiune a carcasei de producție< p оп.

Dacă roca este slab stabilă, valoarea densității scade într-un ciclu de circulație este redusă și mai mult, uneori la p -p = 150-200 kg / m3. Când planificați lucrările pentru a apela fluxul, trebuie să țineți cont de acest lucru și să pregătiți în prealabil recipiente cu un stoc de lichide cu densități adecvate, precum și echipamente pentru controlul densității.

La pomparea unui fluid mai ușor, puțul este monitorizat în conformitate cu citirile manometrelor și raportul debitelor fluidelor pompate în inel și care curg din tubulatură. Dacă debitul fluidului de ieșire crește, acesta este un semn al începutului de intrare din formație. În cazul unei creșteri rapide a debitului la ieșirea tubului și a unei scăderi de presiune în spațiul inelar, fluxul de ieșire este direcționat printr-o linie cu un sufocator.

Dacă înlocuirea fluidului de foraj greu cu apă curată sau ulei degazat nu este suficientă pentru a obține un flux stabil din formare, se recurge la alte metode de creștere a efectului de tragere sau a stimulării.

Când rezervorul este complex cu roci slab stabile, este posibilă o reducere suplimentară a presiunii prin înlocuirea apei sau a uleiului cu un amestec gaz-lichid. Pentru aceasta, o pompă cu piston și un compresor mobil sunt conectate la spațiul inelar al puțului. După spălarea puțului pentru a curăța apa, debitul pompei este controlat astfel încât presiunea din acesta să fie semnificativ mai mică decât presiunea admisă pentru compresor, iar debitul descendent este de aproximativ 0,8-1 m / s, iar compresorul este pornit . Debitul de aer furnizat de compresor este amestecat în aerator cu debitul de apă furnizat de pompă, iar amestecul gaz-lichid intră în spațiul inelar; În același timp, presiunea din compresor și pompă va începe să crească și să atingă un maxim în momentul în care amestecul se apropie de sabotul tubular. Pe măsură ce amestecul gaz-lichid se deplasează de-a lungul șirului de tuburi și apa liniștită este deplasată, presiunile din compresor și pompă vor scădea. Gradul de aerare și reducerea presiunii statice în sondă este crescut în trepte mici după finalizarea unuia sau a două cicluri de circulație, astfel încât presiunea în spațiul inelar din capul sondei să nu depășească compresorul admis.

Un dezavantaj semnificativ al acestei metode este necesitatea de a menține un debit suficient de mare de aer și apă. Este posibil să se reducă semnificativ consumul de aer și apă și să se asigure o reducere eficientă a presiunii în puț folosind spumă bifazată în locul unui amestec apă-aer. Astfel de spume sunt preparate pe bază de apă salină, aer și un agent tensioactiv adecvat de spumare.

Reducerea presiunii în puț folosind un compresor. Pentru a induce fluxul din formațiuni compuse din roci puternice și stabile, metoda compresorului este utilizată pe scară largă pentru a reduce nivelul lichidului din fântână. Esența uneia dintre soiurile acestei metode este următoarea. Un compresor mobil injectează aer în spațiul inelar în așa fel încât să împingă nivelul lichidului în el cât mai adânc posibil, să aereze lichidul din tub și să creeze o depresiune necesară pentru a obține un flux din formarea productivă. Dacă nivelul fluidului static din puț înainte de începerea operației este la capul puțului, adâncimea la care nivelul din spațiul inelar poate fi împins înapoi atunci când este injectat aer.

Dacă tubulatura z cn> z, atunci aerul injectat de compresor va pătrunde în tub și va începe să aerisească lichidul în ele imediat ce nivelul din spațiul inelar cade pe sabotul tubului.

Dacă tubulatura z cn> z, atunci preliminar atunci când treceți tubulatura în puțuri, sunt instalate supape de pornire speciale în ele. Supapa de pornire superioară este instalată la o adâncime de z "start = z" cn - 20m. Când aerul este injectat de compresor, supapa de pornire se va deschide în momentul în care presiunile din tubulatură și din spațiul inelar la adâncimea instalației sale sunt egale; în acest caz, aerul va începe să iasă prin supapă în tub și să aereze lichidul, iar presiunea în inel și în tub va scădea. Dacă, după reducerea presiunii din puț, fluxul din formație nu începe și aproape tot lichidul din tubulatura de deasupra supapei este deplasat de aer, supapa se va închide, presiunea din spațiul inelar va crește din nou și nivelul fluidului va scădea la următoarea supapă. Adâncimea z "" a instalației următoarei supape poate fi găsită din ecuație dacă punem în ea z = z "" + 20 și z st = z "ch.

Dacă, înainte de începerea operației, nivelul static al fluidului din sondă este situat semnificativ sub capul puțului, atunci când aerul este injectat în spațiul inelar și nivelul fluidului este împins înapoi la adâncimea z cf, presiunea asupra rezervorului crește, ceea ce poate determina absorbția unei părți din fluid în el. Este posibil să se prevină absorbția fluidului în formațiune dacă un pachet este instalat la capătul inferior al șirului de tuburi, iar o supapă specială este instalată în interiorul tubului și, cu ajutorul acestor dispozitive, zona formațiunii productive este separat de restul fântânii. În acest caz, atunci când aerul este injectat în spațiul inelar, presiunea asupra formațiunii va rămâne neschimbată până când presiunea din șirul de tuburi de deasupra supapei scade sub presiunea de formare. De îndată ce tragerea este suficientă pentru fluxul de fluid de formare, supapa va crește și fluidul de formare va începe să crească de-a lungul tubului.

După ce a primit un flux de petrol sau gaz, fântâna trebuie să funcționeze pentru o perioadă de timp cu debitul cel mai mare posibil, astfel încât fluidul de foraj și filtratul său, precum și alte particule mucoase care au pătruns acolo, pot fi îndepărtate de aproape zona foraj; în acest caz, debitul este reglat astfel încât distrugerea rezervorului să nu înceapă. Probele de fluid care curg din fântână sunt prelevate periodic pentru a studia compoziția și proprietățile sale și pentru a controla conținutul de particule solide din acesta. Scăderea conținutului de particule solide este utilizată pentru a evalua progresul curățării zonei aproape de sondă de contaminare.

Dacă, în ciuda creării unei reduceri mari, rata de producție a puțului este scăzută, atunci acestea recurg de obicei la diferite metode de stimulare a formării.

Clasificarea metodelor de stimulare în timpul dezvoltării puțului.

Pe baza analizei factorilor controlați, este posibil să se construiască o clasificare a metodelor de stimulare artificială atât pe formațiune în ansamblu, cât și pe zona de gaură de jos a fiecărei godeuri specifice. Conform principiului acțiunii, toate metodele de influență artificială sunt împărțite în următoarele grupuri:

1. Hidro-gazodinamic.

2. Fizico-chimic.

3. Termic.

4. Combinat.

Printre metodele de stimulare artificială a rezervorului, cele mai răspândite sunt metodele hidro-gazodinamice asociate cu controlul magnitudinii presiunii rezervorului prin injectarea diferitelor fluide în rezervor. Astăzi, mai mult de 90% din petrolul produs în Rusia este asociat cu metodele de control al presiunii rezervorului prin injectarea apei în rezervor, denumite metode de menținere a presiunii rezervorului (RPM) de inundare a apei. Într-o serie de câmpuri, menținerea presiunii rezervorului se realizează prin injecție de gaz.

Analiza dezvoltării câmpului arată că, dacă presiunea rezervorului este scăzută, circuitul de alimentare este suficient de departe de fântâni sau modul de scurgere nu este activ, rata de recuperare a uleiului poate fi destul de scăzută; Factorul de recuperare a uleiului este, de asemenea, scăzut. În toate aceste cazuri, este necesară utilizarea unuia sau a altui sistem RPM.

Astfel, principalele probleme de gestionare a procesului de dezvoltare a rezervelor prin stimularea artificială a rezervorului sunt asociate cu studiul inundațiilor de apă.

Metodele de impact artificial asupra zonelor din fundul puțului au o gamă semnificativ mai largă de posibilități. Impactul asupra zonei de sondă apropiată se realizează deja în stadiul deschiderii inițiale a orizontului productiv în procesul de construcție a sondei, ceea ce, de regulă, duce la o deteriorare a proprietăților zonei de gaură de fund. Cele mai răspândite sunt metodele de influențare a zonei de fund în timpul funcționării sondelor, care, la rândul lor, sunt împărțite în metode de stimulare a intrării sau injectivității și metode de limitare sau izolare a fluxului de apă (lucrări de reparații și izolare - RIR).

Clasificarea metodelor de stimulare a zonei apropiate a sondei pentru a stimula fluxul sau injectivitatea este prezentată în filă. 1, și pentru a limita sau izola fluxurile de apă - în filă. 2... Este destul de evident că tabelele de mai sus, fiind destul de complete, conțin doar metodele cele mai testate în practică de influență artificială asupra CCD. Acestea nu exclud, ci dimpotrivă, sugerează necesitatea adăugărilor atât în ​​ceea ce privește metodele de expunere, cât și materialele utilizate.

Înainte de a trece la luarea în considerare a metodelor de gestionare a procesului de dezvoltare a rezervelor, observăm că obiectul de studiu este un sistem complex format dintr-un rezervor (zonă saturată de ulei și o zonă de reîncărcare) cu proprietățile sale de rezervor și fluide saturate și o anumită numărul puțurilor situate sistematic pe rezervor. Acest sistem este unificat într-un aspect hidrodinamic, din care rezultă că orice modificare a oricăruia dintre elementele sale duce automat la o modificare corespunzătoare a funcționării întregului sistem, adică acest sistem este reglabil automat.

Descrieți mijloacele tehnice pentru obținerea informațiilor operaționale în timpul forării.

Suport informațional al procesului de forare a puțurilor de petrol și gaze este cea mai importantă verigă în procesul de construcție a sondelor, mai ales atunci când se introduc și se dezvoltă noi zăcăminte de petrol și gaze.

Cerințele pentru sprijinul informațional pentru construcția puțurilor de petrol și gaze în această situație sunt transferul tehnologiilor informaționale în categoria tehnologiilor informaționale și informaționale, în care sprijinul informațional, împreună cu obținerea cantității necesare de informații, ar oferi un plus economic, efect tehnologic sau de altă natură. Aceste tehnologii includ următoarele lucrări complexe:

controlul parametrilor tehnologici de suprafață și selectarea celor mai optime moduri de foraj (de exemplu, selectarea sarcinilor optime pe bit, asigurarea de mare viteză penetrări);

măsurători de puțuri și exploatare în timpul forării (sisteme MWD și LWD);

măsurători și colectare de informații, însoțite de controlul simultan al procesului tehnologic de forare (controlul traiectoriei unei puțuri orizontale utilizând orientatori de puț controlați conform datelor sistemelor de telemetrie de puț).

În sprijinul informațional al procesului de construcție a puțului, un rol deosebit de important îl joacă cercetare geologică și tehnologică (GTI)... Sarcina principală a serviciului GTI este studierea structurii geologice a secțiunii puțului, identificarea și evaluarea formațiunilor productive și îmbunătățirea calității construcției puțului pe baza informațiilor geologice, geochimice, geofizice și tehnologice obținute în timpul forării. Informațiile operaționale primite de serviciul GTI au o mare importanță la forarea sondelor exploratorii în regiuni slab studiate, cu condiții miniere și geologice dificile, precum și la forarea sondelor direcționale și orizontale.

Cu toate acestea, datorită noilor cerințe pentru suportul informațional al procesului de forare, sarcinile rezolvate de serviciul GTI pot fi extinse semnificativ. Personalul înalt calificat al operatorului lotului GTI care lucrează la instalația de foraj este capabil să rezolve practic o gamă completă de sarcini pentru sprijinirea informațiilor despre procesul de forare:

cercetare geologică, geochimică și tehnologică;

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

întreținerea sistemelor de măsurare și înregistrare autonome coborâte pe țevi;

controlul parametrilor de noroi de foraj;

controlul calității carcasei bine;

studii de lichide de formare în timpul testării și testării sondelor;

înregistrare prin cablu;

servicii de supraveghere etc.

În numeroase cazuri, combinația acestor lucrări în loturi GTI este mai rentabilă din punct de vedere economic și vă permite să economisiți costuri neproductive pentru întreținerea echipajelor geofizice specializate, concentrate în mod restrâns și pentru a minimiza costurile de transport.

Cu toate acestea, în prezent nu există mijloace tehnice și software-metodologice pentru a combina lucrările enumerate într-un singur lanț tehnologic la stația GTI.

Prin urmare, a devenit necesar să se dezvolte o stație GTI mai avansată a unei noi generații, care va extinde funcționalitatea stației GTI. Luați în considerare principalele domenii de lucru în acest caz.

Cerințe de bază pentru stație GTI modernă este fiabilitatea, versatilitatea, modularitatea și conținutul informațional.

Structura stației este prezentat în Fig. 1. Este construit pe principiul sistemelor distribuite de achiziție la distanță care sunt interconectate utilizând o interfață serială standard. Principalele sisteme de colectare din aval sunt hub-uri concepute pentru a decupla interfața serială și a se conecta individual părți componente stații: modul de înregistrare a gazelor, modul de instrumente geologice, senzori digitali sau analogici, plăci de informații. Prin aceleași concentratoare, alte module și sisteme autonome sunt conectate la sistemul de achiziție (la computerul de înregistrare al operatorului) - un modul de control al calității carcasei bine (bloc de distribuție), module de suprafață ale sistemelor de telemetrie din puț, sisteme de înregistrare a datelor geofizice precum "Hector "sau" Vulcan "și etc.

Orez. 1. Simplificat schema structurală Stații GTI

Huburile trebuie să asigure simultan izolarea galvanică a circuitelor de comunicație și de alimentare. În funcție de sarcinile atribuite stației GTI, numărul de concentratoare poate fi diferit - de la mai multe unități la câteva zeci de unități. Software Stația GTI oferă o compatibilitate deplină și o muncă bine coordonată într-un singur mediu software din toate mijloacele tehnice.

Senzori parametrii procesului

Senzorii parametrilor tehnologici utilizați în stațiile GTI sunt una dintre cele mai importante componente ale stației. Acuratețea citirilor și fiabilitatea funcționării senzorilor determină în mare măsură eficiența serviciului de tăiere a noroiului în rezolvarea problemelor de monitorizare și gestionare operațională a procesului de forare. Cu toate acestea, datorită condițiilor dure de funcționare (temperatură largă de la –50 la +50 ºС, mediu agresiv, vibrații puternice etc.), senzorii rămân cea mai slabă și mai fiabilă legătură în mijloacele tehnice ale GTI.

Majoritatea senzorilor utilizați în loturile de producție ale GTI au fost dezvoltate la începutul anilor 90 folosind componente hardware domestice și elemente de măsurare primare ale producției interne. Mai mult, din cauza lipsei de alegere, s-au folosit convertoare primare disponibile publicului, care nu îndeplineau întotdeauna cerințele stricte de a lucra într-o instalație de foraj. Acest lucru explică fiabilitatea insuficient de mare a senzorilor utilizați.

Principiile măsurării senzorilor și soluțiile lor de proiectare au fost selectate în raport cu instalațiile de foraj domestice ale vechiului model și, prin urmare, instalarea lor pe platformele de foraj moderne și cu atât mai mult pe platformele de foraj fabricate în străinătate este dificilă.

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

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

Disponibilitatea unei selecții largi de convertoare primare de înaltă precizie și microprocesoare de dimensiuni mici foarte integrate face posibilă dezvoltarea de senzori programabili de înaltă precizie, cu funcționalitate excelentă. Senzorii au o tensiune de alimentare unipolară și simultan ieșiri digitale și analogice. Senzorii sunt calibrați și configurați utilizând software-ul de la un computer din stație; este prevăzută posibilitatea compensării software-ului a erorii de temperatură și liniarizarea caracteristicilor senzorului. Partea digitală a plăcii electronice pentru toate tipurile de senzori este de același tip și diferă doar în setarea programului intern, ceea ce îl face unificat și interschimbabil în timpul lucrărilor de reparații. Aspect senzorii sunt prezentați în Fig. 2.

Orez. 2. Senzori ai parametrilor tehnologici

Celulă de încărcare cu cârlig are o serie de caracteristici (Fig. 3). Principiul de funcționare al senzorului se bazează pe măsurarea forței de tensiune a cablului de sârmă la capătul "mort" cu ajutorul unui senzor de forță al manometrului. Senzorul are un procesor încorporat și memorie non-volatilă. Toate informațiile sunt înregistrate și stocate în această memorie. Capacitatea de memorie vă permite să salvați cantitatea lunară de informații. Senzorul poate fi echipat cu o sursă de alimentare autonomă, care asigură funcționarea senzorului atunci când sursa externă de alimentare este deconectată.

Orez. 3. Senzor de greutate pe cârlig

Panoul de informații al forajului concepute pentru a afișa și vizualiza informațiile primite de la senzori. Aspectul tabloului de bord este prezentat în Fig. 4.

Pe panoul frontal al panoului de control al forajului există șase scale liniare cu indicație digitală suplimentară pentru a afișa parametrii: cuplul pe rotor, presiunea de intrare, presiunea de intrare, densitatea apei de intrare, nivelul apei în rezervor, debitul de admisie și debitul rata la priză. Parametrii greutății pe cârlig, sarcina pe bit, prin analogie cu GIV, sunt afișați pe două cadrane cu duplicare suplimentară în formă digitală. În partea inferioară a afișajului există o scală liniară pentru afișarea vitezei de găurire, trei indicatoare digitale pentru afișarea parametrilor - adâncimea găurii inferioare, poziția deasupra găurii inferioare, conținutul de gaz. Indicatorul alfanumeric este destinat afișării mesajelor text și avertismentelor.

Orez. 4. Apariția panoului informativ

Modulul geochimic

Modulul geochimic al stației include un cromatograf de gaze, un analizor al conținutului total de gaze, o linie aer-gaz și un degazor de nămol de foraj.

Cea mai importantă parte a modulului geochimic este cromatograful de gaze. Pentru o identificare clară și fără erori a intervalelor productive în procesul de deschidere a acestora, este necesar un dispozitiv foarte fiabil, precis, extrem de sensibil, care face posibilă determinarea concentrației și compoziției gazelor de hidrocarburi saturate în intervalul de la 1 10 -5 până la 100%. În acest scop, pentru a finaliza stația GTI, a cromatograf gazos "Rubin"(Fig. 5) (vezi articolul din acest număr al NTV).

Orez. 5. Cromatograf de câmp "Rubin"

Sensibilitatea modulului geochimic al stației GTI poate fi, de asemenea, crescută prin creșterea coeficientului de degazare a noroiului de foraj.

Pentru a izola gazul din fundul dizolvat în fluidul de foraj, utilizați degazatoare de două tipuri(fig. 6):

degazatoare plutitoare de acțiune pasivă;

degazatoare active cu despicare forțată.

Degazatori plutitori simple și fiabile în funcționare, cu toate acestea, acestea furnizează un coeficient de degazare de cel mult 1-2%. Degazatoare cu despicare forțată poate oferi un raport de degazare de până la 80-90%, dar sunt mai puțin fiabile și necesită o monitorizare constantă.

Orez. 6. Foraje degazatoare de noroi

a) un degazator pasiv cu flotor; b) degazator activ

Analiza continuă a conținutului total de gaze se efectuează folosind senzor total de gaz la distanță... Avantajul acestui senzor față de analizatoarele tradiționale de gaz total amplasate în stație constă în eficiența informațiilor primite, deoarece senzorul este situat direct pe platformă și timpul de întârziere pentru transportul gazului de la platformă la stație este eliminat. În plus, pentru a finaliza stațiile, am dezvoltat senzori de gaz pentru măsurarea concentrațiilor componentelor non-hidrocarbonate ale amestecului de gaze analizat: hidrogen H 2, monoxid de carbon CO, hidrogen sulfurat H 2 S (Fig. 7).

Orez. 7. Senzori pentru măsurarea conținutului de gaze

Modulul geologic

Modulul geologic al stației prevede studierea butașilor de foraj, a miezurilor și a fluidului de formare în procesul de forare a puțului, înregistrarea și prelucrarea datelor obținute.

Studiile efectuate de operatorii stației GTI permit soluționarea următoarelor principalele sarcini geologice:

disecția litologică a secțiunii;

alocarea colecționarilor;

evaluarea naturii saturației rezervorului.

Pentru soluția promptă și de înaltă calitate a acestor probleme, a fost stabilită cea mai optimă listă de instrumente și echipamente și, pe baza acestora, a fost dezvoltat un complex de instrumente geologice (Fig. 8).

Orez. 8. Echipamente și dispozitive ale modulului geologic al stației

Contor de carbonat pe bază de microprocesor KM-1A este conceput pentru a determina compoziția minerală a rocilor în secțiuni de carbonat folosind butași și miezuri. Acest dispozitiv vă permite să determinați procentul de calcit, dolomit și reziduuri insolubile din proba de rocă studiată. Dispozitivul are un microprocesor încorporat care calculează procentul de calcit și dolomit, ale cărui valori sunt afișate pe un afișaj digital sau pe un ecran de monitor. S-a dezvoltat o modificare a contorului de carbonat, care face posibilă determinarea conținutului mineralului siderit din rocă (densitate 3,94 g / cm 3), care afectează densitatea rocilor carbonatice și a cimentului rocilor terigene, care poate reduce valorile porozității.

Densimetru nămol PSh-1 este destinat pentru măsurarea expresă a densității și evaluarea porozității totale a rocilor prin butași și miez. Principiul de măsurare al dispozitivului este hidrometric, bazat pe cântărirea probei de nămol investigate în aer și apă. Densimetrul PSh-1 poate fi folosit pentru a măsura densitatea rocilor cu o densitate de 1,1-3 g / cm³ .

Instalare PP-3 este conceput pentru a identifica rocile rezervorului și a studia proprietățile rezervorului rocilor. Acest dispozitiv vă permite să determinați densitatea volumetrică, mineralogică și porozitatea totală. Principiul de măsurare al dispozitivului este termogravimetric, bazat pe măsurarea de înaltă precizie a greutății probei de rocă investigată, saturată anterior cu apă, și monitorizarea continuă a schimbării greutății acest eșantion pe măsură ce umezeala se evaporă la încălzire. În momentul evaporării umezelii, se poate judeca valoarea permeabilității rocii studiate.

Unitate de distilare lichidă UDZh-2 destinate pentru evaluarea naturii de saturație a rezervoarelor de rocă prin butași și miezuri, proprietăți de filtrare-densitate și, de asemenea, permite determinarea saturației reziduale a apei din ulei din miezuri și butași de foraj direct la instalația de foraj datorită utilizării unei noi abordări în distilat sistem de răcire. Unitatea utilizează un sistem de răcire a condensului bazat pe un element termoelector Peltier în locul schimbătorilor de căldură de apă folosiți în astfel de dispozitive. Acest lucru reduce pierderile de condens prin asigurarea răcirii controlate. Principiul de funcționare al instalației se bazează pe deplasarea fluidelor de formare din porii probelor de rocă din cauza presiunii excesive care rezultă în timpul încălzirii controlate termostatic de la 90 la 200 ºС ( 3 ºС), condensarea vaporilor într-un schimbător de căldură și separarea de condens format în timpul distilării prin densitate în ulei și apă.

Unitate de desorbție termică și piroliză permite determinarea prezenței hidrocarburilor libere și sorbite folosind probe mici de roci (butași, bucăți de miez), precum și evaluarea prezenței și gradului de transformare a materiei organice și, pe baza interpretării datelor obținute, distingeți în secțiunile puțurilor intervalele rezervoarelor, capacele producătoare de sedimente și, de asemenea, pentru a evalua natura saturației colectoarelor.

Spectrometru IR creat pentru determinarea prezenței și evaluarea cantitativă a hidrocarburii prezente în roca studiată (condensat gazos, ulei ușor, petrol greu, bitum etc.) pentru a evalua natura saturației rezervorului.

Luminoscop LU-1M cu un iluminator UV de la distanță și un dispozitiv pentru fotografiere, este destinat examinării butașilor de foraj și probelor de miez sub iluminare ultravioletă pentru a determina prezența substanțelor bituminoase în rocă, precum și pentru evaluarea cantitativă a acestora. Principiul de măsurare al dispozitivului se bazează pe proprietatea bitumoizilor, atunci când este iradiată cu raze ultraviolete, de a emite o strălucire „rece”, a cărei intensitate și culoare permit determinarea vizuală a prezenței, compoziției calitative și cantitative a bitumului în roca studiată pentru a evalua natura saturației rezervorului. Un dispozitiv pentru fotografierea hotei este conceput pentru a documenta rezultatele analizei luminiscenței și ajută la eliminarea factorului subiectiv în evaluarea rezultatelor analizei. Iluminatorul de la distanță permite examinarea preliminară a unui miez de dimensiuni mari la locul de foraj pentru a detecta prezența bitumoizilor.

Uscător de nămol OSh-1 proiectat pentru uscarea rapidă a probelor de nămol sub influența fluxului de căldură. Dezumidificatorul are un temporizator reglabil încorporat și mai multe moduri pentru reglarea intensității și temperaturii fluxului de aer.

Capacitățile tehnice și informaționale ale stației GTI descrise îndeplinesc cerințele moderne și fac posibilă implementarea de noi tehnologii de sprijin informațional pentru construcția puțurilor de petrol și gaze.

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

Complicații în procesul de forare apar din următoarele motive: minerit dificil și condiții geologice; slaba conștientizare a acestora; viteză mică de găurire, de exemplu, din cauza perioadelor de nefuncționare îndelungate, soluții tehnologice slabe încorporate în proiectarea tehnică pentru construcția unui puț.

Cu foraje complicate, accidentele apar mai des.

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

Presiunea rezervorului (Ppl) - presiunea fluidului în roci cu porozitate deschisă. Acesta este numele rocilor în care golurile comunică între ele. În acest caz, fluidul de formare poate curge conform legilor hidromecanice. Astfel de roci includ blocarea pietrelor, gresii, rezervoare de orizonturi productive.

Presiunea porilor (Ppor) este presiunea în golurile închise, adică presiunea fluidului din spațiul porilor, în care porii nu comunică între ei. Astfel de proprietăți sunt posedate de argile, roci de sare, învelitori de rezervor.

Presiunea rocii (Pg) - presiunea hidrostatică (geostatică) la adâncimea considerată din straturile din amonte ale HF.

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

Nivelul fluidului dinamic în puț - setat deasupra nivelului static atunci când se adaugă în puț și sub acesta atunci când se extrage fluidul, de exemplu, atunci când se pompează cu o pompă submersibilă.

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

Represiune Р = Рskv-Рпл> 0 - presiunea din puț nu este mai mare decât presiunea rezervorului. Absorbția are loc.

Coeficientul presiunii de formare anormale Ka = Ppl / rvgzpl (1), unde zpl este adâncimea vârfului rezervorului luat în considerare, rw este densitatea apei, g este accelerația gravitației. Ka<1=>ANPD; Ka> 1 => AHPD.

Presiune de pierdere sau de rupere Pp - presiune la care sunt absorbite toate fazele fluidului de foraj sau de umplere. Valoarea Pp este determinată empiric din datele de observație din timpul forării sau cu ajutorul unor studii speciale din fântână. Datele obținute sunt utilizate pentru forarea altor puțuri similare.

Grafic de presiune compus pentru complicații. Selectarea primei variante de proiectare a puțurilor.

Grafic de presiune combinat. Selectarea primei variante a designului puțului.

Pentru a întocmi corect un proiect tehnic pentru construcția puțurilor, este necesar să se cunoască exact distribuția presiunilor rezervorului (porilor) și a presiunilor de absorbție (fracturare hidraulică) peste adâncime sau, care este același, distribuția Ka și Kp (într-o formă adimensională). Distribuția Ka și Kp este prezentată pe graficul presiunii combinate.

Distribuția Ka și Kp de-a lungul adâncimii z.

· Design bine (prima opțiune), care este specificată ulterior.

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

Este deosebit de dificil de forat atunci când Ka = Kp. Forajul devine super dificil când Ka = Kp<1. В этих случаях обычно бурят на поглощение или применяют промывку аэрированной жидкостью.

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

Diagrama sistemului de circulație a puțului

Schema sistemului de circulație a puțurilor și diagrama de distribuție a presiunii din acesta.

Schemă: 1. Dălți, 2. Motor de gaură, 3. Gaură, 4. BT, 5. Îmbinarea sculei, 6. Pătrat, 7. Pivotant, 8. Manșon de găurire, 9. Riser, 10. Conductă de presiune (colector), 11 Pompa, 12. Duză de aspirație, 13. Sistem de jgheab, 14. Ecran vibrant.

1. Linia de distribuție a presiunii hidrostatice.

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

3. Linia de distribuție a presiunii hidraulice în BT.

Presiunea fluidului de foraj asupra formațiunii trebuie să fie întotdeauna în zona umbrită dintre Ppl și Pp.

Prin fiecare conexiune filetată a BK, lichidul încearcă să curgă din țeavă în inel (în timpul circulației). Această tendință este cauzată de scăderea presiunii în țevi și BC. Scurgerea distruge conexiunea filetată. Toate celelalte lucruri fiind egale, dezavantajul organic al găuririi cu un motor hidraulic de gaură este o scădere de presiune crescută la fiecare conexiune filetată, deoarece în motorul de gaură

Sistemul de circulație este utilizat pentru alimentarea fluidului de foraj din capul puțului către rezervoarele de recepție, curățarea de butași și degazare.

Figura arată o diagramă simplificată a sistemului de circulație TsS100E: 1 - conductă de completare; 2 - conducta de mortar; 3 - unitate de curățare; 4 - bloc de primire; 5 - dulap de control al echipamentelor electrice.

Proiectarea simplificată a sistemului de circulație este un sistem de jgheab, care constă dintr-un jgheab pentru mișcarea mortarului, o pardoseală lângă jgheab pentru mers și curățare jgheaburi, balustrade și bază.

Jgheaburile pot fi realizate din scânduri de lemn de 40 mm și tablă de 3-4 mm. Lățime - 700-800 mm, înălțime - 400-500 mm. Se folosesc jgheaburi dreptunghiulare și semicirculare. Pentru a reduce debitul soluției și a plăcii care cade din ea, în jgheaburi sunt instalate pereți despărțitori și picături cu o înălțime de 15-18 cm. În partea de jos a jgheabului, în aceste locuri, trape cu supape sunt instalat prin care este îndepărtată roca așezată. Lungimea totală a sistemului de jgheab depinde de parametrii fluidelor utilizate, de condițiile și tehnologia de foraj, precum și de mecanismele utilizate pentru curățarea și degazarea fluidelor. Lungimea, de regulă, poate fi cuprinsă între 20-50 m.

Atunci când se utilizează seturi de mecanisme pentru soluția de curățare și degazare (ecrane vibrante, separatoare de nisip, separatoare de nămol, degazatoare, centrifuge), sistemul de jgheaburi este utilizat numai pentru alimentarea soluției din sondă către mecanism și rezervoare de recepție. În acest caz, lungimea sistemului de jgheab depinde doar de amplasarea mecanismelor și containerelor în raport cu puțul.

În majoritatea cazurilor, sistemul de jgheaburi este montat pe baze metalice în secțiuni cu o lungime de 8-10 m și o înălțime de până la 1 m. Astfel de secțiuni sunt instalate pe rafturi telescopice din oțel care reglează înălțimea de instalare a jgheaburilor, ceea ce face ca iarna este mai ușor de demontat sistemul de jgheaburi. Deci, atunci când butașii se acumulează și înghețează sub caneluri, canelurile împreună cu bazele pot fi îndepărtate din rafturi. Un sistem de jgheaburi este montat cu o pantă în direcția mișcării soluției; sistemul de jgheab este conectat la capul puțului cu o țeavă sau un jgheab cu o secțiune mai mică și cu o pantă mai mare pentru a crește viteza soluției și a reduce reziduurile de nămol în acest loc.

În tehnologia modernă de forare a puțurilor, se impun cerințe speciale fluidelor de foraj, conform cărora echipamentul pentru curățarea soluției trebuie să asigure o curățare de înaltă calitate a soluției de la faza solidă, să o amestece și să o răcească și, de asemenea, să îndepărteze noroiul din soluție care a pătruns în el din formațiunile saturate de gaz în timpul forării. În legătură cu aceste cerințe, instalațiile moderne de foraj sunt echipate cu sisteme de circulație cu un anumit set de mecanisme unificate - rezervoare, dispozitive pentru curățarea și pregătirea fluidelor de foraj.

Mecanismele sistemului de circulație asigură o curățare în trei etape a fluidului de foraj. Din fântână, soluția intră în ecranul vibrator în prima etapă de curățare grosieră și este colectată în bazinul rezervorului, unde este depus nisip grosier. Din rezervorul de decantare, soluția trece în secțiunea sistemului de circulație și este alimentată de o pompă centrifugă de nămol către degazator, dacă este necesar să degazăm soluția, și apoi la separatorul de nisip, unde a doua etapă de curățare de roci trece până la 0,074-0,08 mm. După aceea, soluția este alimentată către separatorul de nămol - a treia etapă de curățare, unde particulele de rocă de până la 0,03 mm sunt îndepărtate. Nisipul și nămolul sunt descărcate într-un recipient, de unde sunt alimentate la o centrifugă pentru separarea suplimentară a soluției de rocă. Soluția purificată din a treia etapă intră în rezervoarele de recepție - în blocul de recepție al pompelor de noroi pentru alimentarea ei în fântână.

Echipamentul sistemelor de circulație este asamblat de centrală în următoarele unități:

unitate de purificare a soluției;

bloc intermediar (unul sau doi);

bloc de primire.

Containerele dreptunghiulare instalate pe sanie servesc drept bază pentru asamblarea blocurilor.

Presiunea hidraulică a nămolurilor de lut și ciment după oprirea circulației.

Absorbţie. Motivele apariției lor.

DeÎnghițirea lichidelor de foraj sau chituire este un tip de complicație, care se manifestă prin retragerea fluidului din fântână în formarea rocilor. Spre deosebire de filtrare, absorbțiile se caracterizează prin faptul că toate fazele lichidului intră în HP. Și la filtrare, doar câteva. În practică, pierderile sunt definite și ca retragerea zilnică a fluidului de foraj în formațiune într-un volum care depășește pierderea naturală datorată filtrării și cu butași. Fiecare regiune are propriul standard. De obicei, sunt permise câteva m3 pe zi. Absorbția este cel mai frecvent tip de complicații, în special în regiunile Ural-Volga din Siberia de est și sud-est. Absorbțiile apar în secțiuni, în care există de obicei MS fracturată, cele mai mari deformări ale rocilor sunt situate și eroziunea lor este cauzată de procesele tectonice. De exemplu, în Tatarstan, 14% din timpul calendaristic este petrecut anual în lupta împotriva achizițiilor, care depășește timpul petrecut pe blană. foraj. Ca urmare a pierderilor, condițiile de forare a puțurilor se înrăutățesc:

1. Crește pericolul de lipire a instrumentului, deoarece viteza fluxului ascendent al fluidului de foraj este redusă brusc deasupra zonei de absorbție, dacă în același timp particule mari de butași nu intră în formațiune, atunci se acumulează în gaura de sondă, provocând strângerea și lipirea instrumentului. Probabilitatea ca instrumentul să se blocheze de nămolul de decantare crește mai ales după oprirea pompei (circulație).

2. Slough și alunecări de teren în roci instabile sunt în creștere. HNVP poate apărea din orizonturile care conțin lichide disponibile în secțiune. Motivul este scăderea presiunii coloanei de lichid. În prezența a două sau mai multe straturi deschise simultan cu coeficienți diferiți. Ka și Kp între ele, pot apărea fluxuri încrucișate, complicând lucrările de izolare și cimentarea ulterioară a puțului.

O mulțime de timp și resurse materiale (materiale de umplutură inerte, materiale de înfundare) sunt irosite pentru izolare, perioade de nefuncționare și accidente care determină absorbția.

Motive pentru achiziții

Rolul calitativ al factorului care determină magnitudinea derivării soluției în zona de absorbție poate fi urmărit luând în considerare fluxul unui fluid vâscos într-o formațiune circulară poroasă sau într-o fantă circulară. Formula pentru calcularea debitului fluidului absorbit într-o formațiune circulară poroasă va fi obținută prin rezolvarea sistemului de ecuații:

1. Ecuația mișcării (forma Darcy)

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

2. Ecuația de conservare a masei (continuitate)

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

3. Ecuația de stare

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

Q = (K / M) * 2π rH (dP / dr)

Q = (2π HK (Pcu-Ppl)) / Mln (rk / rc) (4)formulă Dupies

O formulă similară (4) Bussensco poate fi obținută pentru m fisuri circulare (fante) la fel de deschise și la fel de distanțate una de alta.

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

δ- deschiderea (înălțimea) fantei;

m este numărul de fisuri (sloturi);

M este vâscozitatea eficientă.

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

Conform (4) și (5)

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

Parametrii incluși în funcția (6) după origine la momentul deschiderii zonei de absorbție pot fi împărțiți condiționat în 3 grupe.

1. grup - parametri geologici;

2. grup - parametrii tehnologici;

Al 3-lea grup - mixt.

Această diviziune este condiționată, deoarece în timpul funcționării, adică impactul tehnologic (extragerea fluidelor, inundațiile de apă etc.) asupra rezervorului modifică și Ppl, rk

Pierderea în roci cu fracturi închise. Caracteristica curbelor indicatorului. Fracturarea hidraulică și prevenirea acesteia.

Caracteristica curbelor indicatorului.

Mai departe vom lua în considerare linia 2.

O curbă indicativă aproximativă pentru roci cu fracturi închise deschise artificial poate fi descrisă prin următoarea formulă: Pc = Pb + Ppl + 1 / A * Q + BQ2 (1)

Pentru rocile cu fracturi deschise în mod natural, curba indicatorului este un caz special al formulei (1)

Рс-Рпл = ΔР = 1 / A * Q = A * ΔР

Astfel, în roci cu fracturi deschise, pierderea va începe la orice valori de represiune și în roci cu fracturi închise - numai după crearea unei presiuni egale cu presiunea de fractură hidraulică Pc * în puț. Principala măsură de combatere a pierderii circulației în roci cu fracturi închise (argilă, sare) este evitarea fracturării hidraulice.

Evaluarea eficacității muncii pentru eliminarea absorbției.

Eficacitatea lucrărilor de izolare se caracterizează prin injectivitatea (A) a zonei de absorbție, care poate fi realizată în timpul lucrărilor de izolare. Dacă, în acest caz, injectivitatea A obținută se dovedește a fi mai mică decât o anumită valoare tehnologic admisibilă a injectivității Aq, care este caracteristică pentru fiecare regiune, atunci lucrarea de izolare poate fi considerată reușită. Astfel, condițiile de izolare pot fi scrise ca A≤Aq (1) A = Q / Pc- P * (2) Pentru roci cu fisuri deschise artificial P * = Pb + Ppl + Pp (3) unde Pb este presiunea laterală a stânca, Rr - rezistență la tracțiune g.p. În cazuri particulare Рb și Рр = 0 pentru roci cu fracturi naturale deschise А = Q / Pc - Рпл (4), dacă nu este permisă cea mai mică absorbție, atunci Q = 0 și А → 0,

apoi 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.

Metode de tratare a absorbției în procesul de deschidere a zonei de absorbție.

Metodele tradiționale de prevenire a pierderilor se bazează pe o scădere a căderilor de presiune asupra formațiunii absorbante sau o modificare a / t) a fluidului de filtrare. Dacă, în loc să se reducă căderea de presiune de-a lungul formațiunii, vâscozitatea crește prin adăugarea de materiale de înfundare, bentonită sau alte substanțe, rata de absorbție se va schimba invers cu creșterea vâscozității, după cum urmează din formula (2.86). În practică, dacă reglați parametrii soluției, vâscozitatea poate fi modificată numai în limite relativ înguste. Prevenirea pierderilor prin trecerea la spălare cu o soluție cu vâscozitate crescută este posibilă numai dacă sunt dezvoltate cerințe justificate științific pentru aceste fluide, luând în considerare particularitățile fluxului lor în formație. Îmbunătățirea metodelor de prevenire a pierderilor, bazată pe reducerea căderilor de presiune asupra formațiunilor absorbante, este indisolubil legată de un studiu profund și dezvoltarea de metode pentru forarea puțurilor în echilibru în sistemul de formare a puțurilor. Nămolul de foraj, pătrunzând în formațiunea absorbantă la o anumită adâncime și îngroșându-se în canalele de absorbție, creează un obstacol suplimentar în mișcarea nămolului de foraj din gaura puțului în formație. Proprietatea soluției de a crea rezistență la mișcarea fluidului în interiorul formațiunii este utilizată atunci când se efectuează măsuri preventive pentru a preveni pierderile. Rezistența unei astfel de rezistențe depinde de proprietățile structurale și mecanice ale soluției, de dimensiunea și forma canalelor, precum și de adâncimea de penetrare a soluției în formațiune.

Pentru a formula cerințele pentru proprietățile reologice ale fluidelor de foraj la trecerea prin formațiuni absorbante, vom lua în considerare curbele (Fig. 2.16) care reflectă dependența tensiunii de forfecare și rata de deformare de / df pentru unele modele de fluid non-newtonian. Linia dreaptă 1 corespunde modelului unui mediu viscoplastic, care se caracterizează prin tensiunea de forfecare limitativă τ0. Curba 2 caracterizează comportamentul fluidelor pseudoplastice, în care rata de creștere a stresului încetinește odată cu creșterea ratei de forfecare, iar curbele se aplatizează. Linia 3 reflectă proprietățile reologice ale unui fluid vâscos (newtonian). Curba 4 caracterizează comportamentul fluidelor viscoelastice și dilatante, în care stresul de forfecare crește brusc odată cu creșterea ratei de deformare. Fluidele viscoelastice, în special, includ soluții slabe ale unor polimeri (oxid de polietilenă, gumă de guar, poliacrilamidă etc.) în apă, care prezintă proprietatea de a reduce drastic (de 2-3 ori) rezistența hidrodinamică în timpul fluxului de fluide cu Reynolds numere (efect Toms). În același timp, vâscozitatea acestor fluide pe măsură ce se deplasează prin canalele de absorbție va fi ridicată din cauza ratelor de forfecare ridicate din canale. Forarea cu spălare cu fluide de foraj aerate este una dintre măsurile radicale dintr-un set de măsuri și metode menite să prevină și să elimine circulația pierdută la forarea puțurilor adânci. Aerarea fluidului de foraj reduce presiunea hidrostatică, contribuind astfel la revenirea sa în cantitate suficientă la suprafață și, în consecință, la curățarea normală a sondei, precum și la selectarea probelor reprezentative de roci permeabile și fluide de formare. Indicatorii tehnici și economici la găurirea puțurilor cu spălarea găurilor inferioare cu soluție aerată sunt mai mari în comparație cu cei atunci când apa sau alte fluide de spălare sunt folosite ca noroi de foraj. Calitatea penetrării formațiunilor productive este, de asemenea, semnificativ îmbunătățită, în special în domeniile în care aceste formațiuni au presiuni anormal de scăzute.

O măsură eficientă pentru a preveni pierderea circulației este introducerea umpluturilor în fluidul de foraj circulant. Scopul utilizării lor este de a crea tampoane în canalele de absorbție. Aceste tampoane servesc ca bază pentru depunerea tortului de filtru (noroi) și izolarea formațiunilor absorbante. V.F. Rogers consideră că agentul de punte poate fi practic orice material care este compus din particule suficient de mici, care, atunci când sunt introduse în fluidul de foraj, pot fi pompate de pompe de noroi. În Statele Unite, mai mult de o sută de tipuri de umpluturi și combinațiile lor sunt utilizate pentru a conecta canalele de absorbție. Ca agenți de înfundare, așchii de lemn sau bast, cântare de pește, fân, deșeuri de cauciuc, frunze de gutapercă, bumbac, boli de bumbac, fibre de trestie de zahăr, coji de nuci, materiale plastice granulare, perlit, argilă expandată, fibre textile, bitum, mică, azbest, tăiate hârtie, mușchi, cânepă mărunțită, fulgi de celuloză, piele, tărâțe de grâu, fasole, mazăre, orez, pene de pui, ciorchini de lut, burete, cocs, piatră etc. Aceste materiale pot fi utilizate singure și în combinații realizate de industrie sau formulate înainte de utilizare ... Determinarea adecvării fiecărui material de înfundare în laborator este dificilă din cauza lipsei de cunoștințe a mărimii găurilor care trebuie înfundate.

În practica străină, se acordă o atenție specială asigurării ambalării „strânse” a materialelor de umplutură. Se respectă opinia lui Fernas, conform căreia cel mai dens ambalaj de particule îndeplinește condiția distribuției mărimii lor conform legii progresiei geometrice; la eliminarea circulației pierdute, cel mai mare efect poate fi obținut cu un dop compactat maxim, în special în cazul retragerii instantanee a fluidului de foraj.

Umpluturile sunt împărțite în funcție de caracteristicile lor de calitate în fibroase, lamelare și granulare. Materialele fibroase sunt de origine vegetală, animală, minerală. Aceasta include și materiale sintetice. Tipul și dimensiunea fibrelor afectează semnificativ calitatea lucrării. Stabilitatea fibrelor în timpul circulației lor în fluidul de foraj este importantă. Materialele dau rezultate bune la îmbinarea formațiunilor nisipoase și a pietrișului cu granule cu diametrul de până la 25 mm, precum și la blocarea fisurilor în roci cu granulație grosieră (până la 3 mm) și cu granulație fină (până la 0,5 mm).

Materialele lamelare sunt potrivite pentru înfundarea pietrișului grosier și a fracturilor cu dimensiuni de până la 2,5 mm. Acestea includ: celofan, mica, coji, semințe de bumbac etc.

Materiale granulare: perlit, cauciuc zdrobit, bucăți de plastic, coji de nuci, etc. Majoritatea dintre ele înfășoară în mod eficient paturi de pietriș cu boabe cu diametrul de până la 25 mm. Perlitul oferă rezultate bune în formațiuni de pietriș cu diametre de granulație de până la 9-12 mm. O coajă de piuliță cu o dimensiune de 2,5 mm sau mai puțin înfundă crăpături cu dimensiuni de până la 3 mm, în timp ce mai mari (până la 5 mm) și înfundate din cauciuc, crăpături cu dimensiuni de până la 6 mm, adică pot conecta fisurile de 2 ori mai mult decât atunci când se utilizează materiale fibroase sau lamelare.

În absența datelor cu privire la mărimea boabelor și a fisurilor în orizontul absorbant, se utilizează amestecuri de materiale fibroase cu materiale lamelare sau granulare, celofan cu mică, fibroase cu materiale fulgi și granulare, precum și la amestecarea materialelor granulare: perlit cu cauciuc sau coji de nuci. Cel mai bun amestec pentru eliminarea absorbției la presiuni scăzute este nămolul foarte coloidal cu adăugare de materiale fibroase și frunze de mică. Materialele fibroase, depuse pe peretele forajului, formează o plasă. Frunzele de Mica întăresc această plasă și conectează canalele mai mari din piatră, iar peste toate acestea se formează o prăjitură de noroi subțire și densă.

Arată gaz-apă-petrol. Motivele lor. Semne de intrare a fluidelor de formare. Clasificarea și recunoașterea tipurilor de manifestări.

În timpul absorbției, fluidul (spălare sau înfundare) curge din fântână în formațiune și, în caz de manifestare, invers, din formațiune în fântână. Motive pentru admitere: 1) intrarea în fântână în loc de la butașii formațiunilor care conțin lichide. În acest caz, presiunea din puț nu este neapărat mai mare și mai mică decât presiunea rezervorului; 2) dacă presiunea din sondă este mai mică decât presiunea rezervorului, adică există presiune asupra rezervorului, principalele motive pentru apariția depresiei, adică scăderea presiunii asupra rezervorului din sondă sunt următoarele: 1) să nu completați fântâna cu lichid de foraj când ridicați unealta. Este necesar un dispozitiv pentru completarea automată în sondă; 2) o scădere a densității lichidului de spălare datorită spumării sale (gazare) atunci când lichidul intră în contact cu aerul de la suprafață în sistemul jgheabului, precum și datorită tratamentului surfactantului de pg. Este necesară degazarea (mecanică, chimică); 3) forarea unui puț în condiții incompatibile. Există două straturi în diagramă. Primul strat este caracterizat de Ka1 și Kp1; pentru al doilea Ka2 și Kn2. primul strat ar trebui să fie forate cu noroi ρ0.1 (între Ka1 și Kp1), al doilea strat ρ0.2 (Fig.)

Este imposibil să deschideți al doilea strat pe o soluție cu densitatea pentru primul strat, deoarece va exista absorbție în al doilea strat; 4) fluctuații accentuate ale presiunii hidrodinamice atunci când pompa este oprită, declanșare și alte lucrări, agravate de o creștere a tensiunii de forfecare statică și prezența garniturilor de etanșare pe coloană;

5) densitatea p.w subestimată adoptată în proiectarea tehnică din cauza unei cunoștințe slabe a distribuției reale a presiunii rezervorului (Ka), adică a geologiei zonei. Aceste motive sunt mai mult legate de sondele de explorare; 6) un nivel scăzut de clarificare operațională a presiunilor rezervorului prin prezicerea lor în cursul adâncirii fântânii. Neutilizarea metodelor pentru prezicerea exponentului d, componentului σ (sigma) etc. 7) scăderea agentului de cântărire din fluidul de foraj și scăderea presiunii hidraulice. Semnele fluxului de fluid de formare sunt: ​​1) o creștere a nivelului fluidului circulant în rezervorul de recepție al pompei. Este necesar un indicator de nivel; 2) gazul este eliberat din soluție lăsând fântâna la capul puțului, se observă fierberea soluției; 3) după ce circulația este oprită, soluția continuă să curgă din fântână (putul se revarsă); 4) presiunea crește brusc la o deschidere neașteptată a formațiunii cu o presiune anormal de mare. Când uleiul intră din rezervoare, filmul său rămâne pe pereții jgheaburilor sau curge peste soluția din jgheaburi. Când ajunge apa de formare, proprietățile p.zh se schimbă. Densitatea sa scade de obicei, vâscozitatea poate scădea și poate crește (după pătrunderea apei sărate). Pierderea de lichid crește de obicei, pH-ul se modifică, iar rezistența electrică scade de obicei.

Clasificarea aportului de lichide. Se efectuează în funcție de complexitatea măsurilor necesare lichidării lor. Acestea sunt împărțite în trei grupe: 1) manifestare - flux nepericulos de fluide de formare care nu perturbă procesul de forare și tehnologia de lucru acceptată; 2) izbucnire - fluxul de fluide care poate fi eliminat numai printr-o schimbare specială cu scop special în tehnologia de foraj cu mijloacele și echipamentele disponibile pe platforma de foraj; 3) fântână - intrarea fluidului, a cărui eliminare necesită utilizarea unor mijloace și echipamente suplimentare (cu excepția celor disponibile la unitatea de foraj) și care este asociată cu apariția în sistemul de rezervor de sondă a presiunilor care amenință integritatea a oc , echipamente de cap de sondă și formațiuni în partea nesecurizată a sondei.

Instalarea podurilor de ciment. Caracteristicile alegerii rețetei și pregătirea soluției de chituire pentru instalarea podurilor.

Una dintre varietățile serioase ale tehnologiei procesului de cimentare este instalarea podurilor de ciment în diferite scopuri. Îmbunătățirea calității podurilor de ciment și îmbunătățirea eficienței funcționării acestora este o parte integrantă a îmbunătățirii proceselor de forare, completare și exploatare a puțurilor. Calitatea podurilor și durabilitatea acestora determină, de asemenea, fiabilitatea protecției mediului. În același timp, datele de pe teren indică faptul că există adesea cazuri de instalare de punți cu rezistență redusă și scurgeri, setare prematură a nămolului de ciment, țevi blocate etc. Aceste complicații sunt cauzate nu numai și nu atât de proprietățile materialelor de chituire folosite, cât și de specificul lucrărilor în timpul instalării podurilor.

În puțurile adânci cu temperatură ridicată, în timpul acestor operațiuni, apar adesea accidente asociate cu îngroșarea intensă și stabilirea unui amestec de soluții de lut și ciment. În unele cazuri, se constată că podurile sunt scurse sau nu sunt suficient de puternice. Instalarea cu succes a podurilor depinde de mulți factori naturali și tehnici care determină particularitățile formării pietrei de ciment, precum și de contactul și „aderența” acesteia cu roci și țevi metalice. Prin urmare, evaluarea capacității portante a podului ca structură de inginerie și studiul condițiilor existente în fântână sunt obligatorii la efectuarea acestor lucrări.

Scopul instalării podurilor este de a obține o duză stabilă de apă și gaz etanșă din piatră de ciment cu o anumită rezistență pentru trecerea la orizontul deasupra, forarea unei noi foraje, consolidarea părții instabile și cavernoase a sondei, testarea orizontului cu ajutorul unui tester de rezervor, reînnoirea și conservarea sau abandonarea puțurilor.

Prin natura sarcinilor acționante, se pot distinge două categorii de poduri:

1) sub presiune de lichid sau gaz și 2) sub sarcină din greutatea sculei în timpul găuririi unui al doilea foraj, folosind un tester de formare sau în alte cazuri (podurile din această categorie, pe lângă faptul că sunt etanșe la gaz, trebuie să aibă rezistență mecanică foarte mare).

Analiza datelor de teren arată că podurile pot fi supuse la presiuni de până la 85 MPa, sarcini axiale de până la 2100 kN și tensiuni de forfecare apar la 1 m din lungimea podului de până la 30 MPa. Astfel de sarcini semnificative apar atunci când se testează puțuri cu ajutorul testerelor de rezervor și în alte tipuri de lucru.

Capacitatea portantă a podurilor de ciment depinde în mare măsură de înălțimea lor, de prezența (sau absența) și de starea tortului de noroi sau a reziduurilor de noroi de pe șnur. La îndepărtarea părții libere a tortului de noroi, tensiunea de forfecare este de 0,15-0,2 MPa. În acest caz, chiar și cu apariția încărcărilor maxime, este suficientă o înălțime a podului de 18-25 m. Prezența unui strat de noroi de foraj (argilă) cu grosimea de 1-2 mm pe pereții șirului duce la o scădere a tensiunii de forfecare și la o creștere a înălțimii necesare la 180-250 m. înălțimea podului trebuie calculată folosind formula Nm ≥ But - Qm / pDc [τm] (1) unde H0 este adâncimea de instalare a părții inferioare a podului; QM este sarcina axială pe pod datorită căderii de presiune și descărcării șirului de conducte sau a testerului de formare; Dс - diametrul forajului; [τm] este capacitatea portantă specifică a podului, ale cărui valori sunt determinate atât de proprietățile adezive ale materialului de conectare, cât și de metoda de instalare a podului. Etanșeitatea podului depinde, de asemenea, de înălțimea acestuia și de starea suprafeței de contact, deoarece presiunea la care se produce deversarea apei este direct proporțională cu lungimea și invers proporțională cu grosimea crustei. Dacă există o prăjitură de lut între carcasă și piatră de ciment cu o forță de forfecare de 6,8-4,6 MPa și o grosime de 3-12 mm, gradientul de presiune de străpungere a apei este de 1,8 și respectiv 0,6 MPa la 1 m. dintr-o crustă, deversarea apei are loc cu un gradient de presiune mai mare de 7,0 MPa la 1 m.

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

Nm ≥ Dar - Рм / [∆р] (2) unde Рм este valoarea maximă a căderii de presiune care acționează asupra podului în timpul funcționării sale; [∆р] - gradient de presiune admisibil al penetrării fluidului de-a lungul zonei de contact dintre pod și peretele forajului; această valoare este, de asemenea, determinată în principal în funcție de metoda de instalare a podului, de materialele de umplutură utilizate. Din valorile înălțimii podurilor de ciment, determinate de formulele (1) și (2), alegeți una mai mare.

Instalarea unui pod are multe în comun cu procesul de cimentare a coloanelor și are caracteristici care se reduc la următoarele:

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

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

3) dopurile de divizare din cauciuc nu sunt utilizate;

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

5) podul nu este limitat de nimic de jos și se poate răspândi sub influența diferenței de densitate dintre ciment și noroi de foraj.

Instalarea unui pod este o operație simplă în proiectare și metodă, care în puțurile adânci este semnificativ complicată de factori precum temperatura, presiunea, gaz-apă și uleiuri etc. Lungimea, diametrul și configurația conductelor de umplere, proprietățile reologice ale cimentul și nămolurile de foraj sunt, de asemenea, importante. Cavernozitatea forajului are un impact semnificativ asupra instalării unui pod în partea necasată a puțului.

Podurile de ciment trebuie să fie suficient de puternice. Practica arată că, dacă, în timpul testării rezistenței, puntea nu se prăbușește atunci când se creează o sarcină axială specifică de 3,0-6,0 MPa și spălare simultană, atunci proprietățile sale de rezistență îndeplinesc condițiile atât pentru forarea unui nou arbore, cât și pentru încărcarea din greutate a șirului de țevi sau a unui tester de formare.

La instalarea podurilor pentru forarea unui nou arbore, li se impune o cerință suplimentară de înălțime. Acest lucru se datorează faptului că rezistența părții superioare (H1) a podului ar trebui să asigure posibilitatea găuririi unei noi foraje cu o intensitate de curbură admisibilă, iar partea inferioară (H0) trebuie să asigure o izolare fiabilă a vechii foraje. Nm = H1 + Ho = (2Dc * Rc) 0,5+ Ho (3)

unde Rc este raza de curbură a trunchiului.

Analiza datelor disponibile arată că obținerea unor punți fiabile în puțurile adânci depinde de un set de factori care acționează simultan, care pot fi împărțiți în trei grupuri.

Primul grup - factori naturali: temperatura, presiunea și condițiile geologice (cavernozitate, fracturare, acțiunea apelor agresive, producerea și absorbția apei și gazelor).

Al doilea grup - factori tehnologici: viteza de curgere a cimentului și fluidele de foraj în țevi și spațiul inelar, proprietățile reologice ale soluțiilor, compoziția chimică și mineralogică a liantului, proprietățile fizice și mecanice ale nămolului și pietrei de ciment, efectul de contracție al cimentului puțului de petrol, compresibilitatea fluidului de foraj, eterogenitatea densităților, coagularea noroiului de foraj la amestecarea acestuia cu ciment (formarea de paste cu vâscozitate ridicată), dimensiunea golului inelar și excentricitatea țevilor din puț, timpul de contact al fluidul tampon și nămolul de ciment cu tortul de noroi.

Al treilea grup - factori subiectivi: utilizarea materialelor de conectare inacceptabile pentru condițiile date; selectarea incorectă a formulării soluției în laborator; pregătirea necorespunzătoare a sondei și utilizarea noroiului de foraj cu valori ridicate de vâscozitate, SST și pierderi de lichid; erori la determinarea cantității de lichid de stoarcere, localizarea instrumentului de umplere, dozarea reactivilor pentru amestecarea suspensiei de ciment în puț; utilizarea unui număr insuficient de unități de cimentare; utilizarea unei cantități insuficiente de ciment; grad redus de organizare a procesului de instalare a podului.

O creștere a temperaturii și a presiunii contribuie la o accelerare intensivă a tuturor reacțiilor chimice, provocând o îngroșare rapidă (pierderea pompabilității) și setarea de nămoluri de ciment, care, după opriri de circulație pe termen scurt, uneori nu pot fi presate.

Până în prezent, principala metodă de instalare a podurilor de ciment a fost injectarea suspensiei de ciment în fântână în intervalul de adâncime de proiectare de-a lungul unui șir de țeavă coborât la nivelul marcajului inferior al podului, urmat de ridicarea acestui șir deasupra zonei de cimentare. De regulă, lucrările se desfășoară fără a împărți dopurile și mijloacele de monitorizare a mișcării acestora. Procesul este controlat de volumul fluidului de deplasare, calculat din condiția de egalitate a nivelurilor de nămol de ciment în șirul de țevi și spațiul inelar, iar volumul nămolului de ciment este luat egal cu volumul puțului în intervalul de instalare a podului. Eficiența metodei este redusă.

În primul rând, trebuie remarcat faptul că materialele cimentare utilizate pentru cimentarea șirurilor de carcasă sunt potrivite pentru instalarea de punți puternice și strânse. Instalarea de calitate slabă a podurilor sau absența lor, stabilirea prematură a unei soluții de lianți și alți factori într-o anumită măsură sunt cauzate de selectarea incorectă a formulării soluțiilor de lianți în ceea ce privește timpul de îngroșare (setare) sau abaterile de la formularea selectată în laborator, permisă la prepararea unei soluții de lianți.

S-a constatat că, pentru a reduce probabilitatea apariției complicațiilor, a timpului de fixare și la temperaturi și presiuni ridicate, timpul de îngroșare ar trebui să depășească durata lucrărilor la instalarea podurilor cu cel puțin 25%. Într-o serie de cazuri, la selectarea formulărilor de soluții de lianți, nu se iau în considerare specificul lucrărilor la instalarea podurilor, care constă în oprirea circulației pentru ridicarea șirului de țevi de umplere și etanșarea capului puțului.

La temperaturi și presiuni ridicate, rezistența la forfecare a nămolului de ciment, chiar și după opriri pe termen scurt (10-20 minute) de circulație, poate crește brusc. Prin urmare, nu este posibilă restabilirea circulației și în majoritatea cazurilor șirul de țevi de umplere este blocat. Ca rezultat, atunci când selectați o formulare de suspensie de ciment, este necesar să studiați dinamica îngroșării sale pe un consistometru (CC) conform unui program care simulează procesul de instalare a unei punți. Timpul de îngroșare a nămolului de ciment Tzag corespunde condiției

Tzag> T1 + T2 + T3 + 1.5 (T4 + T5 + T6) + 1.2T7 unde T1, T2, T3 sunt timpul petrecut, respectiv, pentru pregătirea, pomparea și împingerea nămolului de ciment în puț; T4, T5, T6 - timpul petrecut pentru ridicarea șirului de umplere a țevilor până la punctul în care a fost tăiat podul, pentru sigilarea gurii și efectuarea lucrărilor pregătitoare pentru tăierea podului; Тт - timpul petrecut la tăierea podului.

Conform unui program similar, este necesar să se studieze amestecul de suspensie de ciment cu găurire în raport de 3: 1.1: 1 și 1: 3 atunci când se instalează poduri de ciment în puțuri cu temperatură și presiune ridicate. Succesul instalării unui pod de ciment depinde în mare măsură de respectarea exactă a rețetei selectate în laborator atunci când se prepară suspensia de ciment. Principalele condiții aici sunt menținerea conținutului selectat de reactivi chimici și amestecul raportului lichid și apă-ciment. Pentru a obține cea mai omogenă nămol, trebuie preparată cu un rezervor mediu.

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

La forarea în intervalele de propagare a permafrostului, ca rezultat al impactului fizico-chimic al articulației și eroziunea pe pereții forajului, depozitele nisipo-argiloase consolidate cu gheață sunt distruse și ușor spălate de fluxul de noroi de foraj. Acest lucru duce la formarea intensă a peșterilor și la căderile de rocă și talusul asociate.

Cele mai intens distruse roci cu un conținut scăzut de gheață și roci slab compactate. Capacitatea de căldură a acestor roci este redusă și, prin urmare, distrugerea lor are loc mult mai repede decât rocile cu conținut ridicat de gheață.

Dintre rocile înghețate, există roci decongelate între straturi, dintre care multe sunt predispuse la pierderi de noroi de foraj la presiuni care depășesc ușor presiunea hidrostatică a coloanei de apă din fântână. Absorbția în astfel de straturi poate fi foarte intensă și necesită măsuri speciale pentru a le preveni sau elimina.

În secțiunile de permafrost, cele mai instabile roci din epoca cuaternară sunt, de obicei, în intervalul 0-200 m. Cu tehnologia tradițională de forare, volumul real al sondei din ele poate depăși volumul nominal de 3-4 ori. Ca urmare a unor cavități puternice. care este însoțit de apariția de bănci, butași glisante și căderi de piatră, conductorii din multe puțuri nu au fost conduse la adâncimea de proiectare.

Ca urmare a distrugerii permafrostului, în mai multe cazuri, s-a observat căderea conductorului și a direcției și, uneori, s-au format cratere întregi în jurul capului de sondă, ceea ce nu a permis forarea.

În intervalul de propagare a permafrostului, este dificil să se asigure cimentarea și fixarea forajului datorită creării unor zone stagnante ale fluidului de foraj în caverne mari, de unde nu poate fi deplasat cu fluid de chituire. Cimentarea este adesea unilaterală și inelul de ciment nu este continuu. Acest lucru creează condiții favorabile pentru fluxurile încrucișate între straturi și formarea grifonilor, pentru prăbușirea coloanelor în cazul înghețării inversate a rocilor în cazul „straturilor” lungi ale puțului.

Procesele de distrugere a FMI sunt destul de complexe și slab studiate. 1 Fluidul de foraj care circulă în sondă interacționează termic și hidrodinamic atât cu roca, cât și cu gheața, iar această interacțiune poate fi îmbunătățită semnificativ prin procese fizico-chimice (de exemplu, dizolvarea ", care nu se oprește nici măcar la temperaturi negative.

În prezent, prezența proceselor osmotice în roca sistemului (gheață) - tort pe peretele forajului - fluid de foraj în sondă poate fi considerată dovedită. Aceste procese sunt spontane și sunt direcționate în direcția opusă gradientului potențial (temperatură, presiune, concentrație). depuneți eforturi pentru a egaliza concentrațiile, temperaturile, presiunile. Rolul unei deflectoare semipermeabile poate fi jucat atât de o prăjitură de filtru, cât și de un strat de pistă aproape de fântână al pietrei în sine. Și în compoziția rocii înghețate, pe lângă gheață ca substanță de cimentare, pot apărea pori care nu înghețează, cu diferite grade de mineralizare. Cantitatea de apă care nu înghețează în MMG1 depinde de temperatură, compoziția materialului, salinitate și poate fi estimată folosind formula empirică

w = aT ~ b .

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

1p (- B)= 0.3711 + 0.264S:

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

Datorită prezenței noroiului de foraj în sonda deschisă și în fluidul permafrost - poros cu un anumit grad de mineralizare, procesul de egalizare spontană a concentrațiilor de iod are loc sub acțiunea presiunii osmotice. Ca urmare, poate avea loc distrugerea rocii înghețate. Dacă fluidul de foraj are o concentrație crescută de sare dizolvată în comparație cu apa porilor, atunci transformările de fază vor începe la interfața gheață-lichid asociată cu o scădere a punctului de topire a gheții, adică va începe procesul distrugerii sale. Și întrucât stabilitatea peretelui forajului depinde în principal de gheață, ca substanță care cimentează roca, atunci în aceste condiții se va pierde stabilitatea permafrostului, c, peticirea peretelui forajului, ceea ce poate provoca năvoduri, prăbușiri, formarea de caverne și dopuri de nămol, aterizări și pufuri în timpul operațiunilor de declanșare, oprirea șirurilor de carcasă coborând în puț, absorbția fluidelor de foraj și a fluidelor de chituire.

Dacă gradele de mineralizare a noroiului de foraj și a apei porilor din permafrost sunt aceleași, atunci sistemul de fântână-rocă va fi în echilibru izotonic, iar distrugerea permafrostului sub impact fizico-chimic este puțin probabilă.

Odată cu creșterea gradului de salinitate al agentului de spălare, apar condiții în care apa porilor cu o salinitate mai mică se va deplasa din rocă în fântână. Datorită pierderii apei imobilizate, rezistența mecanică a gheții va scădea, gheața se poate rupe, ceea ce va duce la formarea unei cavități în puțul de foraj. Acest proces este intensificat de acțiunea erozivă a agentului de spălare circulant.

Distrugerea gheții prin lichidul de spălare salină a fost observată în lucrările multor cercetători. Experimentele efectuate la Leningrad Mining Institute au arătat că odată cu creșterea concentrației de sare din lichidul care spală gheața, distrugerea gheții se intensifică. Asa de. cu un conținut de 23 și 100 kg / m ‘NaCl în apa circulantă, intensitatea distrugerii gheții la o temperatură de minus 1 ″ C a fost 0,0163 și respectiv 0,0882 kg / h.

Procesul de distrugere a gheții este, de asemenea, influențat de durata efectului lichidului de spălare sărat. Astfel, atunci când gheața este expusă la o soluție de 3% NaCl, pierderea în greutate a unei probe de gheață cu o temperatură de minus 1 ° C va fi fi: după 0,5 h 0,62 p până la 1,0 h 0,96 g: după 1,5 h 1,96 g

Pe măsură ce zona aproape de sondă a permafrostului se dezghețează, se eliberează o parte din spațiul vizuinii sale, unde fluidul de foraj sau mediul său de dispersie pot fi, de asemenea, filtrate. Acest proces se poate dovedi a fi un alt factor fizic / imic care contribuie la distrugerea permafrostului. Poate fi însoțit de fluxul de lichid osmotic din sonde în rocă dacă concentrația oricărei sări solubile din fluidul permafrost este mai mare decât în ​​fluid. umplând forajul.

Prin urmare, pentru a minimiza influența negativă a proceselor fizico-chimice asupra stării sondei care este forată în permafrost, este necesar, în primul rând, să se asigure concentrația de echilibru a componentelor noroiului de foraj și a fluidului interstițial din permafrost. pe peretele forajului.

Din păcate, această cerință nu este întotdeauna fezabilă în practică. Prin urmare, ele recurg adesea la protejarea gheții de permafrost de cimentare de efectele fizico-chimice ale fluidului de foraj cu pelicule de fluide vâscoase, care acoperă nu numai suprafețele de gheață expuse de foraj, ci și spațiul intrapore parțial adiacent forajului. rupând astfel contactul direct al lichidului mineralizat cu gheața.

După cum subliniază AV Maramzin și AA Ryazanov, în timpul tranziției de la spălarea fântânilor cu apă sărată la spălarea cu o soluție de lut mai vâscoasă, intensitatea distrugerii gheții a scăzut de 3,5-4 ori cu aceeași concentrație de NaCl în ele. A scăzut și mai mult atunci când fluidul de foraj a fost tratat cu coloizi de protecție (CMC, SSB |. S-a confirmat, de asemenea, rolul pozitiv al aditivilor la fluidul de foraj al glnopowder-ului bentonitic cu coloidal ridicat și al hipanului.

Astfel, pentru a preveni cavitățile, distrugerea zonei capului puțului, talusului și rocii cade la forarea puțurilor în permafrost. Nămolul de foraj trebuie să îndeplinească următoarele cerințe de bază:

au o rată de filtrare scăzută:

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

au capacitate redusă de eroziune; au o căldură specifică scăzută;

pentru a forma un filtrat care nu creează soluții adevărate cu fluidul de rocă;

să fie hidrofob la suprafața gheții.

Zavgorodny Ivan Alexandrovich

Student în anul 2, departamentul mecanic, specializat în "Forarea puțurilor de petrol și gaze" Colegiul Politehnic de Stat Astrakhan, Astrakhan

E-mail:

Marina Kuznetsova

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

E-mail:

Introducere. Din cele mai vechi timpuri, omenirea producea petrol, la început s-au folosit metode primitive: folosirea puțurilor, colectarea petrolului de pe suprafața rezervoarelor, prelucrarea calcarului sau a gresiei înmuiate în petrol. În 1859, în statul american Pennsylvania, apare forarea mecanică a puțurilor pentru petrol, cam în același timp a început forarea puțurilor în Rusia. În 1864 și 1866, primele puțuri au fost forate în Kuban cu un debit de 190 tone / zi.

Inițial, fântânile de petrol erau forate prin metoda rotativă manuală, apoi în scurt timp au trecut la forarea prin metoda de percuție manuală. Metoda șurubului de șoc a devenit răspândită în câmpurile petroliere din Azerbaidjan. Trecerea de la metoda manuală la forarea mecanică a puțurilor a dus la necesitatea mecanizării operațiunilor de forare, o contribuție majoră la dezvoltarea căreia a fost adusă de inginerii minieri ruși G.D. Romanovsky și S.G. Voislav. În 1901, pentru prima dată în Statele Unite, a fost utilizată forarea rotativă cu spălare în partea de jos cu un flux de fluid circulant (folosind noroi de foraj); în plus, inginerul francez Fauvelle a inventat ridicarea butașilor printr-un flux de apă circulant înapoi în 1848 . Din acel moment, a început o perioadă de dezvoltare și îmbunătățire a metodei de foraj rotativ. În 1902, primul puț de 345 m adâncime a fost forat în Rusia folosind metoda rotativă în regiunea Grozny.

Astăzi, Statele Unite ocupă o poziție de lider în industria petrolieră, 2 milioane de puțuri sunt forate anual, un sfert dintre acestea sunt productive, în timp ce Rusia este încă doar a doua. În Rusia și în străinătate se utilizează următoarele: forare manuală (extracția apei); mecanic; foraj ghidat cu fus (sistem de foraj sigur dezvoltat în Anglia); tehnologii de foraj exploziv; termic; fizico-chimice, electrospark și alte metode. În plus, se dezvoltă multe noi tehnologii de forare a puțurilor, de exemplu, în SUA, Colorado Mining Institute a dezvoltat o tehnologie de forare cu laser bazată pe arderea rocilor.

Tehnologie de foraj. Metoda de găurire mecanică este cea mai obișnuită; se realizează prin metode de găurire prin percutie, rotativă și percutie-rotativă. Cu metoda de percuție a găuririi, distrugerea rocilor are loc din cauza loviturilor instrumentului de tăiere a rocilor de pe fundul puțului. Distrugerea rocilor datorită rotației unui instrument de tăiere a pietrei (dalta, bit) apăsat pe fund se numește o metodă de găurire rotativă.

La forarea puțurilor de petrol și gaze în Rusia, se utilizează o metodă de forare exclusiv rotativă. Atunci când se utilizează o metodă de forare rotativă, un puț este forat cu un bit rotativ, în timp ce particulele de rocă forate în timpul forării sunt transportate la suprafață printr-un flux circulant continuu de noroi de foraj sau aer sau gaz injectat în puț. În funcție de locația motorului, găurirea rotativă este împărțită în găurire rotativă și găurire cu turbodrill. În foraj rotativ - rotatorul (rotorul) este situat la suprafață, acționând burghiul în gaura inferioară cu ajutorul unui șir de țevi de foraj, viteza de rotație este de 20-200 rpm. Când găuriți cu un motor de gaură (turbodrill, melc cu șurub sau burghiu electric) - cuplul este transmis de la motorul de gaură instalat deasupra burghiului.

Procesul de forare constă din următoarele operații principale: coborârea țevilor de foraj cu un pic în puț în partea de jos și ridicarea țevilor de foraj cu burghiul uzat din fântână și lucrarea bitului în partea de jos, adică spargerea pietrei de foraj. Aceste operațiuni sunt întrerupte periodic pentru a rula carcasa în puț pentru a preveni prăbușirea pereților și pentru a separa orizonturile de petrol (gaz) și apă. În același timp, în procesul de forare a puțurilor, se efectuează o serie de operații auxiliare: carotaj, prepararea fluidului de spălare (noroi de foraj), tăiere, măsurarea curburii, dezvoltarea puțurilor pentru a induce fluxul de petrol (gaz) în fântână etc.

Figura 1 prezintă diagrama de flux a instalației de foraj.

Figura 1. Schema unei instalații de foraj pentru foraj rotativ: 1 - cablu; 2 - bloc de deplasare; 3 - turn; 4 - cârlig; 5 - furtun de foraj; 6 - țeavă de conducere; 7 - jgheaburi; 8 - pompă de noroi; 9 - motorul pompei; 10 - conducte pompe; 11 - rezervor de recepție (capacitate); 12 - îmbinarea burghiului; 13 - conductă de foraj; 14 - motor hidraulic de gaură; 15 - dalta; 16 - rotor; 17 - troliu; 18 - troliu și motor rotor; 19 - pivotant

O instalație de foraj este un complex de mașini și mecanisme proiectate pentru forarea și învelirea puțurilor. Procesul de foraj este însoțit de coborârea și ridicarea șirului de foraj, precum și menținerea acestuia în suspensie. Pentru a reduce sarcina pe frânghie și pentru a reduce puterea motoarelor, se utilizează echipamente de ridicare, care constau dintr-un turn, o remorcă și un sistem de deplasare. Sistemul de abordare constă dintr-o parte fixă ​​a blocului de coroană, instalat în partea superioară a baldachinului turnului și o parte mobilă a blocului de deplasare, abordare, cârlig și frâi. Sistemul de ridicare este conceput pentru a transforma mișcarea rotativă a tamburului troliului în mișcarea de translație a cârligului. Turnul de foraj este proiectat pentru ridicarea și coborârea șirului de foraj și a țevilor de carcasă în puț, precum și pentru menținerea șirului de foraj pe greutate în timpul găuririi și pentru alimentarea și amplasarea uniformă a sistemului de deplasare, a țevilor de foraj și a unei părți a echipamentele din el. Operațiunile de ridicare se efectuează cu ajutorul unui troliu de foraj. Scheletul constă dintr-o bază pe care arborii troliului sunt fixați și interconectați prin angrenaje, toți arborii sunt conectați la o cutie de viteze, iar cutia de viteze, la rândul ei, este conectată la motor.

Echipamentul de foraj de suprafață include un pod de recepție proiectat pentru așezarea țevilor de foraj și a mișcării echipamentelor, sculelor, materialelor și pieselor de schimb de-a lungul acestuia. Un sistem de dispozitive pentru curățarea noroiului de foraj de butași. Și o serie de structuri auxiliare.

Șirul de foraj conectează burghiul (instrumentul de tăiere a pietrei) la echipamentul de suprafață, adică platforma de foraj. Țeava superioară a șnurului de găurit este pătrată, poate fi hexagonală sau canelată. Tubul de plumb trece prin deschiderea mesei rotorului. Rotorul este plasat în centrul platformei petroliere. Capătul superior al țevii de conducere este conectat la un pivot conceput pentru a roti șirul de foraj suspendat pe cârlig și pentru a alimenta fluidul de foraj prin acesta. Partea inferioară a pivotului este conectată la Kelly și se poate roti cu șnurul de foraj. Partea superioară a pivotului este întotdeauna nemișcată.

Să luăm în considerare tehnologia procesului de forare (Figura 1). Un furtun flexibil 5 este conectat la orificiul părții fixe a pivotului 19, prin care fluidul de foraj este pompat în puț folosind pompe de noroi 8. Fluidul de spălare trece de-a lungul întregii lungimi a șirului de foraj 13 și intră în sistemul hidraulic. motorul de gaură 14, care antrenează arborele motorului în rotație, iar apoi fluidul intră în bitul 15. Ieșind din găurile bitului, fluidul spală gaura de jos, preia particulele de rocă forată și împreună cu ele se ridică în sus prin spațiul inelar între pereții găurii de foraj și conductele de foraj și se îndreaptă spre admisia pompei. La suprafață, fluidul de foraj este curățat de roca forată folosind echipamente speciale, după care este alimentat din nou în puț.

Procesul tehnologic de forare depinde foarte mult de noroiul de foraj, care, în funcție de caracteristicile geologice ale câmpului, este preparat pe bază de apă, pe bază de petrol, folosind un agent gazos sau aer.

Ieșire. Din cele de mai sus, se poate observa că tehnologiile pentru comportamentul proceselor de forare sunt diferite, dar adecvate condițiilor date (adâncimea puțului, roca sa constitutivă, presiunile etc.) ar trebui selectate pe baza condițiilor geologice și climatice. . Deoarece, caracteristicile operaționale ale puțului, și anume, debitul și productivitatea acestuia, depind de calitatea forării orizontului productiv în câmp.

Bibliografie:

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

2.Vadetsky Yu.V. Manualul forajului: manual. manual pentru început. prof. educaţie. M.: Centrul Editura „Academia”, 2008. - 416 p. ISB # 978-5-7695-2836-1.