Conceptos básicos de la perforación de pozos de petróleo y gas. Bombas de lodo y equipos del sistema de circulación. Los métodos de perforación se pueden clasificar según la naturaleza del impacto en las rocas: mecánico, térmico, fisicoquímico, chispa eléctrica, etc. Amplio

I ... Parte técnica. Característica y Breve descripción dispositivos.

Equipos de perforación y estructuras …………………………………………. ………………………… 4

Sistema de garra …………………………………………………………………………. ……… ..5

Cabrestantes de perforación …………………………………………………… .. …………………… ... …… ... 6

Rotores ……………………………………………………………………… .. ……………………… .7

Bombas de lodo y equipo del sistema de circulación ………… .. ………………… ... ……… 8

Gira …………………………………………………………… .. …………………. ………… 9

Motores de potencia de las plataformas de perforación …………………………………………………… ... …… .9

Equipo de sellado de cabeza de pozo …………………… .. ……………… ... ……… 10

II ... Parte tecnológica.

1. Perforación de pozos de petróleo y gas ……………………………. …… ..14

Conocimiento de las técnicas de alimentación manual de brocas, perforación.

con ajustador de brocas, entrenamiento en perforación con rotor ………………………………………………………………………………………………………………… ……………………………………………………………………………………………………………………………… ……………………………………………………………………………………….

Conocimiento de la metodología para el desarrollo racional de adicionales

lote ………………………………………………………………………………………………… 15

Realización de trabajo básico en software de código abierto con la ayuda de especial

equipo …………………………………………………………………………… .16

Preparar la tubería para tirar, instalar el elevador.

sobre el rotor, sacándolo del rotor, colocando los tubos en las cuñas .................................. ........................................... 17

Comprobación de la rosca de bloqueo, atornillando BT con una llave

cuya batería, fijación y desbloqueo de las conexiones de la cerradura con

utilizando las teclas UMK ………………………………………………………………………… ... …… 18

Inspección y medición de BT y UBT, instalación de BT en un candelero, en

Torneado y aflojamiento de brocas ……………………………………………………… ... ……… 19

Lavado de pozo ………………………………………………………………………… ... …… .20

Regulaciones de BHA y Perforación para Combatir la Espontánea

desviación arbitraria del pozo ………………………………………………………… ... …… .22

2. Conocimiento de la perforación de pozos en grupos …………………………… .23

3. Ejecución y cementación de sartas de revestimiento ………………. …………… ..24

4. Apertura y muestreo de horizontes petroleros ………………. ……… ..26

5. Trabajos de emergencia en el pozo …………………………………. ……… ..27

6. Eliminación de HNWP y emisiones ………………………………. ……. …… .28

I ... Parte técnica

Características y breve descripción de los dispositivos.

Equipos de perforación y estructuras

El proceso de perforación se acompaña de bajar y levantar la sarta de perforación en el pozo, además de mantenerla suspendida. La masa del instrumento, con el que es necesario operar, alcanza muchos cientos de kilonewtons. Para reducir la carga sobre el cable y reducir la potencia instalada de los motores, se utiliza un equipo de elevación (Fig. 2.2), que consta de una torre, un malacate y un sistema de aparejos (polea). El sistema de aparejos, a su vez, consta de una parte fija: un bloque de corona (bloques fijos del polipasto de cadena), instalado en la parte superior de la linterna de la torre, y una parte móvil: un bloque móvil (bloque móvil de un polipasto de cadena) , una cuerda de alambre, un gancho y eslabones. El equipo de elevación es una parte integral de cualquier plataforma de perforación, independientemente del método de perforación.

La torre de perforación está diseñada para levantar y bajar la sarta de perforación y las tuberías de revestimiento en el pozo, sosteniendo la sarta de perforación en peso durante la perforación, así como para colocar en ella un sistema de aparejos, tuberías de perforación y parte del equipo necesario para la perforación. proceso. El peligro más grave al trabajar en plataformas de perforación es su destrucción total o parcial. La razón principal que lleva a la caída o destrucción de las torres es la supervisión insuficiente de su estado durante la operación a largo plazo. Por estas razones, se introdujeron cambios en las normas de seguridad que prevén inspecciones periódicas obligatorias de las torres, incluso con el desmontaje completo y revisión de sus partes, así como pruebas con la carga de las torres en forma ensamblada.

Además, el equipo debe ser inspeccionado e inspeccionado minuciosamente cada vez antes del inicio de las operaciones de perforación, antes de bajar las sartas de entubado, soltar un taladro o sarta de entubado atascado, en caso de accidentes y después de fuertes vientos (15 m / s para áreas abiertas , 21 m / s para silvicultura). Y terreno de taiga, así como cuando la torre se construye en el foso). Las torres de tipo mástil se montan en posición horizontal y luego se elevan a una posición vertical utilizando dispositivos especiales. El transporte de la torre se lleva a cabo ensamblada junto con la plataforma del trabajador a caballo en una posición horizontal en un dispositivo de transporte especial. En este caso, el sistema de aparejos no se desmonta junto con la torre. Si por las condiciones del terreno es imposible transportar la torre en su totalidad, se desmonta en tramos y se transporta en partes por transporte universal. En la práctica de la perforación, además de las torres tipo mástil, las torres tipo torre siguen siendo utilizados, que se ensamblan por el método de arriba hacia abajo. Antes de comenzar la instalación, se monta un elevador en la base de la torre. Una vez finalizado el montaje de la torre, se desmonta el ascensor.

Simultáneamente con la instalación de la plataforma de perforación y la instalación de la torre de perforación, se está llevando a cabo la construcción de estructuras cercanas a la torre. Estos incluyen las siguientes estructuras: 1) Galpón reductor (modular), diseñado para albergar los motores y mecanismos de transmisión del cabrestante. Se adjunta a la torre desde el lado de su panel trasero en la dirección opuesta a la pasarela. Las dimensiones del cobertizo de engranajes están determinadas por el tipo de instalación. 2) Cobertizo de bombas para albergar bombas de lodo y equipos eléctricos. Se construye en forma de extensión al lado de la linterna de la torre del cobertizo de equipo, o por separado al lado de la torre. Las paredes y el techo de la caja de cambios y los galpones de bombeo, según las condiciones específicas, están revestidos con tablas, chapa ondulada, escudos de caña, telas de goma o envoltura de plástico. El uso de algunas plataformas de perforación requiere una combinación de cobertizos de engranajes y bombas. 3) Un puente receptor diseñado para colocar la tubería de perforación y otras tuberías y mover equipos, herramientas, materiales y repuestos a lo largo de él. Los puentes receptores son horizontales e inclinados. La altura de montaje de los ejes receptores está regulada por la altura de montaje del bastidor de la torre de perforación. El ancho de los puentes de recepción es de hasta 1,5 ... 2 m, la longitud es de hasta 18 m.4) Un sistema de dispositivos para limpiar la solución de lavado del lodo de perforación, así como almacenes para productos químicos y materiales a granel. 5) Una serie de instalaciones auxiliares durante la perforación: en un accionamiento eléctrico - plataformas de transformadores, en motores de combustión interna (ICE) - plataformas en las que se ubican los tanques de combustibles y lubricantes, etc.

Sistema de garra

En el proceso de perforación de un pozo, el sistema de elevación realiza varias operaciones. En un caso, se utiliza para realizar viajes para reemplazar una broca desgastada, hacer correr, levantar y sostener las sartas de perforación con peso durante la extracción de muestras, la pesca u otros trabajos en el pozo, así como para ejecutar tuberías de revestimiento. En otros casos, asegura la creación de la fuerza necesaria en el gancho para recuperar la sarta de perforación atascada del pozo o en caso de accidentes con ella. Para garantizar una alta eficiencia en estos diversos trabajos, el sistema de elevación dispone de dos tipos de velocidades de gancho de elevación: técnica para el disparo y tecnológica para otras operaciones.

Debido al cambio en el peso de la sarta de perforación durante la extracción, el sistema de elevación debe poder cambiar las velocidades de elevación de acuerdo con la carga para garantizar una inversión mínima de tiempo. También sirve para sujetar la sarta de perforación mientras se perfora.

El sistema de elevación de la instalación (Fig. III.1) es un mecanismo de polipasto de cadena formado por un bloque de corona 4, bloque de viaje (en movimiento) 2, cable de acero 3, ser comunicación flexible entre los malacates 6 y un mecanismo 7 para sujetar el extremo fijo de la cuerda. Bloque de corona 4 instalado en la plataforma superior de la plataforma de perforación 5. Extremo movible PERO soga 3 unido al tambor del cabrestante 6, y el final fijo B- a través de la herramienta 7 hasta la base de la torre. El gancho se une al bloque móvil 1 , en el que un elevador para tuberías o un eslabón giratorio está suspendido en los eslabones. Actualmente, el bloque de desplazamiento y el gancho de elevación se combinan en muchos casos en un solo mecanismo: el bloque de gancho.

Cabrestantes de perforación

El cabrestante es el mecanismo principal del sistema de elevación de la plataforma. Está diseñado para las siguientes operaciones: descenso y elevación de tuberías de perforación y revestimiento; sostener la sarta de tubería con peso al perforar o enjuagar un pozo; levantar la sarta de perforación y las tuberías al construir ; transmisión de rotación al rotor; atornillar y desenroscar tubos; trabajos auxiliares en herramientas de tracción, equipos, tuberías, etc.; levantando la torre ensamblada a una posición vertical.

Los malacates constan de un bastidor soldado, en el que se instalan los ejes de elevación y transmisión, una caja de cambios (caja de cambios), un sistema de frenos que incluye los frenos principal (banda) y auxiliares (de regulación), y un panel de control. Todos los mecanismos están cubiertos con escudos de seguridad. El eje de elevación del cabrestante, que recibe la rotación de la caja de engranajes, convierte el movimiento giratorio del motor en el movimiento de traslación del cable de acero, cuyo extremo móvil se fija en el tambor del eje de elevación. El gancho cargado se eleva con un consumo de energía, dependiendo del peso de los tubos que se están levantando, y desciende bajo la acción del propio peso de los tubos o bloque móvil, gancho y elevador, cuando el elevador desciende detrás de la siguiente vela.

Los cabrestantes están equipados con dispositivos para suministrar energía al levantar la cuerda y dispositivos de frenado para absorber la energía liberada al bajarla. Para aumentar la eficiencia durante la elevación del gancho con un elevador descargado o una columna de peso variable, los cabrestantes o sus accionamientos son de varias velocidades. El cambio de alta velocidad a baja y viceversa se realiza mediante embragues operativos de fricción, que aseguran un acoplamiento suave y una mínima pérdida de tiempo para estas operaciones. Durante el levantamiento de columnas de diferentes pesos, las velocidades en las cajas de cambios se cambian periódicamente. No se requiere control operativo de las velocidades de la caja de cambios.

La potencia transmitida al cabrestante caracteriza sus principales propiedades operativas y técnicas y es un parámetro de clasificación.

Los rotores están diseñados para rotar una sarta de perforación suspendida verticalmente o para recibir torque reactivo mientras se perfora con motores de fondo de pozo. También sirven para soportar el peso de las sartas de perforación o entubado montadas en su mesa, elevador o cuñas. Los rotores también se utilizan para desenroscar y atornillar tuberías durante viajes, pesca y operaciones de emergencia. El rotor es, por así decirlo, un reductor de engranajes cónicos, cuyo engranaje cónico accionado está montado en un manguito conectado a la mesa. El eje vertical de la mesa se encuentra a lo largo del eje del pozo.

en principal 3 y auxiliar 2 soportes montados en la carcasa 1, formando simultáneamente un baño de aceite para la lubricación de engranajes y cojinetes.

Por encima de la mesa está protegida por una valla. 8. Eje de transmisión de alta velocidad 10 ubicado horizontalmente sobre cojinetes 11, percibiendo cargas radiales y horizontales. Eje 10 accionado: en rotación desde un piñón de cadena 12 o usando el yugo del eje de la hélice ubicado en el extremo del eje. El rotor está equipado con un tope 9, cuando se enciende, la rotación de la mesa se vuelve imposible. La fijación de la mesa del rotor es necesaria para disparar y perforar con motores de fondo de pozo para percibir el momento reactivo.

Bombas de lodo y equipos del sistema de circulación.

Las bombas de lodo y el sistema de circulación realizan las siguientes funciones:

Inyección de fluido de perforación en la sarta de perforación para asegurar la circulación en el pozo durante la perforación y limpieza efectiva del pozo de fondo y la barrena de cortes, lavado, eliminación de accidentes, creando una tasa de elevación de fluido en el espacio anular suficiente para llevar la roca al superficie;

Suministro de energía hidráulica a la barrena, que asegura un alto caudal (hasta 180 m / s) de la solución de sus boquillas para destrucción parcial de la roca y limpieza del fondo del pozo de partículas perforadas;

Suministro de energía al motor hidráulico de fondo de pozo.

Durante la perforación, en la mayoría de los casos, la solución circula en un circuito cerrado. De tanques 13 la solución purificada y preparada ingresa a las bombas de refuerzo 14, que lo introducen en bombas de lodo /. Este último bombea la solución a alta presión (hasta 30 MPa) a través de la línea de descarga, a través del tubo ascendente 2, manga flexible 3, girar 4, tubo principal 5 a boca de pozo 6. En este caso, parte de la presión de la bomba se gasta en superar las resistencias en el sistema de tierra. Además, el fluido de perforación pasa a través de la sarta de perforación 7 (tubos de perforación, collares de perforación y motor de fondo de pozo 9) al poco 10. En este camino, la presión de la solución disminuye debido al gasto de energía para superar la resistencia hidráulica.

Luego, debido a la diferencia de presión dentro de las tuberías de perforación y en el fondo del pozo, el fluido de perforación sale de las boquillas de la broca a alta velocidad, limpiando el fondo y la broca de los recortes. El resto de la energía del lodo se gasta en levantar los recortes y vencer la resistencia en el espacio anular. 8.

La línea de descarga consta de una tubería de alta presión a través de la cual se suministra la solución desde las bombas / al tubo ascendente. 2 y manga flexible 3, conectando el elevador 2 con eslabón giratorio 4. La línea de presión está equipada con válvulas e instrumentación. Para trabajar en áreas con clima frío, se proporciona un sistema de calefacción de tuberías.

El sistema de drenaje está equipado con dispositivos para la limpieza y preparación del lodo de perforación, depósitos, una línea de succión, filtros, inyección. bombas centrífugas, válvulas y recipientes para almacenar la solución.

Gira

Un eslabón giratorio es un enlace intermedio entre un bloque de desplazamiento de movimiento de traslación con un gancho, un manguito de perforación y una sarta de perforación giratoria, que se conecta a través de un tubo de plomo con el cilindro giratorio por medio de una rosca de bloqueo. Para asegurar el suministro de fluido de perforación o gas, la rótula móvil se conecta a la línea de presión por medio de una manguera de perforación flexible, un extremo de la cual está unido a la salida de la rótula y el otro al tubo ascendente.

Los giratorios tienen dispositivos para llenar, drenar el aceite y controlar su nivel, así como un respiradero para equilibrar la presión de vapor atmosférico dentro del cuerpo, que se crea durante el calentamiento durante el funcionamiento. Este dispositivo no pierde aceite cuando se transporta el pivote en posición horizontal.

El tamaño del pivote está determinado por la carga dinámica que puede soportar durante la rotación de la sarta de perforación, la carga estática permisible y la velocidad de rotación, la presión máxima de trabajo del lodo de perforación bombeado, el peso y las dimensiones. Cada eslabón giratorio tiene una junta de herramienta cónica izquierda estándar para la conexión a dos o tres tamaños de Kelly. El cuerpo del giratorio está aerodinámico para que no se adhiera a los detalles de la torre al moverse. Los giratorios están adaptados para el transporte por cualquier medio de transporte sin embalaje.

Accionamientos eléctricos para equipos de perforación

Un accionamiento de plataforma de perforación es un conjunto de motores y transmisiones y dispositivos que regulan su funcionamiento y convierten la energía térmica o eléctrica en energía mecánica, controlan la energía mecánica y la transmiten a equipos ejecutivos: bombas, un rotor, un cabrestante, etc. (a la entrada de la transmisión) caracteriza a su principal consumidor y propiedades tecnicas y es un parámetro de clasificación (principal).

Dependiendo de la fuente de energía primaria utilizada, los accionamientos se dividen en autónomos, independientes del sistema de suministro de energía y no autónomos, dependientes del sistema de suministro de energía, alimentados por redes eléctricas industriales. Los accionamientos autónomos incluyen motores de combustión interna (ICE) con transmisión mecánica, hidráulica o eléctrica. Los variadores no autónomos incluyen: Motores de CC alimentados por redes de CA industriales.

De acuerdo con la cinemática de la instalación, el convertidor puede tener tres versiones básicas: individual, grupal y combinado o mixto.

Unidad individual- cada actuador (cabrestante, bomba o rotor) es accionado por motores eléctricos o motores de combustión interna de forma independiente entre sí. Más ampliamente, este tipo de accionamiento es común con motores eléctricos. Al usarlo, se logra una alta maniobrabilidad en el diseño y colocación de los equipos de perforación en las bases durante la instalación.

Unidad de grupo- varios motores están conectados por una transmisión sumadora y accionan varios actuadores. Se utiliza en motores de combustión interna.

Accionamiento combinado- uso de accionamientos individuales y grupales en una instalación. Por ejemplo, las bombas son impulsadas por motores individuales y el cabrestante y el rotor son impulsados ​​por un motor común. En todos los casos, las características del variador deben satisfacer plenamente las características requeridas de los actuadores.

Los consumidores de energía de la plataforma de perforación son:

en el proceso de perforación: bombas de lodo, rotor (para perforación rotatoria), dispositivos para la preparación y limpieza del lodo de perforación de los recortes; compresor, bomba de agua, etc .;

al bajar y levantar la tubería: un cabrestante, un compresor, una bomba de agua y una llave eléctrica.

Los accionamientos también se dividen en principales (accionamientos de cabrestante, bomba y rotor) y auxiliares (accionamientos de otros dispositivos y mecanismos de instalación). La potencia consumida por los dispositivos auxiliares no supera el 10-15% de la potencia consumida por el equipo principal.

Características de flexibilidad- la capacidad del accionamiento motorizado, automáticamente o con la participación del operador en el proceso de trabajo, para adaptarse rápidamente a los cambios en las cargas y velocidades de rotación de los mecanismos ejecutivos. La flexibilidad de la característica depende del coeficiente de adaptabilidad, el rango de control de velocidad de los ejes de transmisión y la respuesta del acelerador del motor.

Factor de flexibilidad Las características están determinadas por la relación entre el cambio de velocidad y la desviación del par de carga causada por ella. Es proporcional a la relación de transmisión e inversamente proporcional al factor de sobrecarga.

Respuesta del acelerador la intensidad de los procesos transitorios se llama, es decir, el tiempo durante el cual el motor y la transmisión de potencia responden a un cambio en la carga y cambian la velocidad.

Adaptabilidad- la propiedad del accionamiento de potencia de cambiar el par y la velocidad en función del momento de resistencia. La adaptabilidad intrínseca es la propiedad de un motor para adaptarse a una carga externa. La adaptabilidad artificial es la propiedad de las transmisiones para adaptar las características del motor a un cambio en la carga externa.

Equipo de sellado de cabeza de pozo

Actualmente, al perforar no solo pozos de exploración, sino también de producción, el equipo se usa ampliamente para sellar la boca del pozo. Anteriormente, este equipo se utilizaba principalmente para combatir las emisiones de líquidos y gases durante presiones anormales. Debido al uso de fluidos de perforación más livianos, la presión en el pozo durante la perforación se controla mediante dispositivos de prevención. Los requisitos para la protección del medio ambiente y las entrañas de la tierra han cambiado.

Para sellar la boca del pozo, se utilizan tres tipos de preventivos: ariete - ciego o perforado para cubrir completamente el agujero o espacio anular si hay una sarta de tubería en el pozo; universal: para cerrar el orificio en el pozo, si hay alguna parte de la sarta de perforación en él: cerradura, tubería, kelly; giratorio: para sellar el cabezal del pozo con un tubo giratorio o Kelly en él. Ni los BOP de ariete ni los BOP universales están diseñados para girar cuando están completamente cerrados.

Ram BOP

Pistón auxiliar 4 también se mueve hacia la derecha y en la posición final presiona el anillo de retención 5 y de ese modo arregla los troqueles 10 en estado cerrado, lo que excluye su apertura espontánea. Para abrir el agujero GRAMO tronco, debe mover los troqueles hacia la izquierda. Para ello, el fluido de control debe suministrarse a presión en la cavidad B, que mueve el pistón auxiliar 4 por varilla 6 hacia la izquierda y abre el pestillo 5. Este pistón, llegando al tope en el pistón principal 3, lo mueve hacia la izquierda, revelando así los troqueles. En este caso, el fluido de control de la cavidad £ se expulsa al sistema de control.

Muere 10 el preventor puede ser reemplazado dependiendo del diámetro de las tuberías a sellar. El extremo de los troqueles está sellado alrededor de la circunferencia con un manguito de goma. 9, y la tapa 1 - empaquetadura //. Cada BOP se controla de forma independiente, pero ambas matrices de cada BOP funcionan simultáneamente. Agujeros 8 en el cuerpo 7 se utilizan para conectar el preventor al colector. El extremo inferior del cuerpo está unido a la brida del cabezal del pozo y un preventor universal está unido a su extremo superior.

Como puede ver, un BOP de ariete controlado hidráulicamente debe tener dos líneas de control: una para controlar la posición de los arietes y la otra para moverlos. Los BOP operados hidráulicamente se utilizan principalmente en la perforación en alta mar. En algunos casos, el BOP está equipado con troqueles de corte para cortar la sarta de tubería en el pozo.

BOP universales

El preventor universal está diseñado para mejorar la confiabilidad del sellado de la boca de pozo. Su principal elemento de trabajo es un potente sello elástico anular que, cuando el preventor está abierto, permite el paso de la sarta de perforación, y cuando el preventor está cerrado, se comprime, por lo que el sello de goma comprime la tubería (Kelly , bloqueo) y sella el espacio anular entre el taladro y las sartas de revestimiento. ... La elasticidad del sello de goma permite cerrar el BOP en tuberías de varios diámetros, en cerraduras y collares de perforación. El uso de BOP universales permite rotar y escalonar la cuerda con un espacio anular sellado.

La junta tórica se comprime como resultado de la acción directa de la fuerza hidráulica sobre el elemento de sellado o como resultado de esta fuerza sobre el sello a través de un pistón anular especial.

Los BOP universales con un elemento de sellado esférico y con un sello cónico son fabricados por VZBT.

Cuando el fluido de trabajo se suministra debajo del émbolo 5 a través del orificio en la carcasa del preventor, el émbolo se mueve hacia arriba y comprime el sello / alrededor de la esfera para que se expanda hacia el centro y comprima la tubería dentro de la junta tórica. En este caso, la presión del fluido de perforación en el pozo actuará sobre el émbolo y comprimirá el sellador. Si no hay cuerda en el pozo, el sello cubrirá completamente el agujero. La cámara superior B se utiliza para abrir el preventor. Cuando se bombea aceite en él, el émbolo se mueve hacia abajo, desplazando el líquido de la cámara A a la línea de drenaje.

BOP giratorio

Se utiliza un preventor giratorio para sellar la cabeza del pozo durante la perforación durante la rotación y la inversión de la sarta de perforación, así como durante el disparo y el aumento de presión en el pozo. Este BOP sella el kelly, el pestillo o las tuberías de perforación, puede subir, bajar o girar la sarta de perforación, perforar con resaca, con soluciones aireadas, con soplado con un agente gaseoso, con un sistema de equilibrio de presión hidrostática sobre la formación, para probar las formaciones en el proceso de manifestaciones gaseosas.

II ... Parte tecnológica

1. Perforación de pozos de petróleo y gas

Conocimiento de las técnicas de avance manual de la broca, perforación con el regulador de avance de la broca, capacitación en perforación rotativa.

Cuando la broca se alimenta al fondo, es necesario crear una cierta carga en ella. Esta operación se realiza desde la consola del perforador. El perforador utiliza el llamado atizador para bajar la herramienta y luego, gradualmente, muy lentamente, descarga el peso del gancho sobre la broca. La carga del cable está determinada por el indicador de peso. En el indicador, el precio de la división puede ser diferente. Con el sistema de aparejos suspendido pero el gancho no cargado, el indicador de peso mostrará el valor correspondiente al peso del sistema de aparejos.

La carga de la broca no debe ser superior al 75% del peso del collar de perforación. Por ejemplo, hay un diseño: 100 m de collar de perforación y 1000 m de tuberías de perforación. Deje que el peso de la columna del collar de perforación sea de 150 kN y el peso de la columna BT de 300 kN. El peso total del BC en este caso será de 450 kN. Aproximadamente 2/3 del peso del collar de perforación debe llevarse al fondo, es decir, en este caso 100 kN. Para ello, la cuerda se baja suavemente 9 m (la longitud de la tubería apilada) hasta el fondo. El momento de contacto de la broca con el fondo está determinado por el indicador de peso: la flecha muestra la disminución de peso en el gancho. Después de eso, es necesario soltar el cabrestante muy lentamente y cargar gradualmente la broca hasta que la flecha en el indicador de peso muestre 35 t. Es posible que el indicador de peso no siempre muestre la oscilación de la flecha. Muestra cuántas divisiones ha pasado la flecha en el indicador de peso, es decir, 3 divisiones de Werner equivalen a 1 división del indicador de peso.

Los rotores se utilizan para transferir la rotación a la sarta de tubería de perforación durante la perforación, para mantener su peso durante las operaciones de disparo y operaciones auxiliares.

El rotor es una caja de cambios que transfiere la rotación a una columna suspendida verticalmente desde un eje de transmisión horizontal. El bastidor del rotor absorbe y transfiere a la base todas las cargas que surgen durante las operaciones de perforación y disparo. La cavidad interior del lecho es un baño de aceite. En el extremo exterior del eje del rotor, en la chaveta, puede haber una rueda dentada o una media articulación del eje de la hélice. Al desenroscar la broca o para evitar la rotación de la sarta de perforación debido a la acción del par inactivo, el rotor se bloquea con un pestillo o un mecanismo de bloqueo. Cuando se transfiere la rotación al rotor desde el motor a través del cabrestante, la velocidad del rotor es cambiado utilizando los mecanismos de transferencia del cabrestante o cambiando las ruedas dentadas. Para no asociar el trabajo del cabrestante con el trabajo del rotor, en algunos casos, en la perforación rotatoria, se utiliza un accionamiento individual, es decir, no conectado con el cabrestante, al rotor.

Se insertan 2 casquillos en el orificio pasante del rotor. Luego, dependiendo del diámetro de las tuberías, se colocan las cuñas adecuadas en el rotor, que se unen a cuatro paralelos. Los paralelos, a su vez, se ponen en movimiento mediante los RPC (cuñas neumáticas del rotor), que se montan en el lado opuesto del eje del rotor. El perforador sube o baja las cuñas usando el pedal ubicado en el panel de control.

Cuando comienza la perforación, las cuñas se quitan del rotor, liberando así el orificio cuadrado de los revestimientos. Luego, en este orificio, se fija el llamado kelbush, una tuerca fijada de manera móvil en el tubo principal, que se mueve hacia arriba y hacia abajo a lo largo de él. Además, con la ayuda de la transmisión, se establece la velocidad requerida del rotor y se pone en rotación desde el panel de control del perforador.

Conocimiento de la metodología de perforación racional de brocas.

Para trabajar racionalmente la broca, es necesario cumplir con la tasa de penetración. A medida que la cara se profundiza, la herramienta de corte de rocas se desgasta y, para evitar que se produzca desgaste con anticipación, es necesario observar el modo de perforación.

El modo de perforación incluye el rotor o el motor de fondo de pozo, RPM, WOB y presión de la bomba (en el elevador). Por lo tanto, para el correcto funcionamiento de la broca, la carga sobre ella debe ser superior al 75% del peso de la sarta del collar de perforación. Sobrecargar un poco la broca puede provocar un desgaste prematuro o la rotura del cortador, y una carga insuficiente puede provocar una caída en la penetración. La velocidad del rotor y la presión en el tubo ascendente se establecen de acuerdo con el orden geológico y técnico.

Para un funcionamiento racional de la broca, es necesario alimentarlo hasta el fondo sin rotación y solo después del contacto con el fondo para encender la velocidad. Pero antes de comenzar a perforar, debe "ejecutar" la broca durante 30 a 40 minutos para que funcione. En este caso, la carga en la barrena debe ser pequeña - alrededor de 3-5 toneladas Cuando se perfora con un turbodrill o motor de fondo de pozo, la barrena se alimenta al fondo del pozo ya en rotación. En este caso, puede iniciar el lavado y ejecutar la broca hasta el fondo, o sin detener el lavado, cargue gradualmente la broca hasta el valor requerido.

Codificación de desgaste de la broca del rodillo:

B - uso de armas (al menos una corona)

В1 - disminución de la altura de los dientes en un 0,25%

B2 - reducción de la altura de los dientes en un 0,5%

B3 - disminución de la altura de los dientes en un 0,75%

B4 - desgaste completo de los dientes

C - dientes astillados en%

P - desgaste del soporte (al menos un cortador de rodillo)

P1 - juego radial del cono con respecto al eje del diario para brocas

con un diámetro inferior a 216 mm 0-2 mm; para brocas con un diámetro mayor

216 mm 0-4 mm

P2 - juego radial del cono con respecto al eje del diario para brocas

diámetro inferior a 216 mm 2-5 mm; para brocas con un diámetro mayor

216 mm 4-8 mm

P3 - juego radial del cono con respecto al eje del diario para brocas

con un diámetro inferior a 216 mm más de 5 mm; para brocas con un diámetro mayor

216 mm más de 8 mm

P4 - destrucción de carrocerías rodantes

K - atasco de conos (su número se indica entre paréntesis)

D - reducción del diámetro de la broca (mm)

A - desgaste de emergencia (el número de cortadores y patas que quedan se indica entre paréntesis)

AB (A1): rotura y dejar la parte superior del cortador en la parte inferior

ASh (A2) - rotura y dejar el cortador en la parte inferior

AC (A3) - dejando una pata en la parte inferior

Causas del desgaste anormal de las brocas de cono de rodillo:

1) Gran cantidad de dientes rotos:

Selección de bit incorrecta

Funcionamiento incorrecto de un poco

Exceso de velocidad

Trabajo en metal

2) Severo desgaste de diámetro:

Alta velocidad

Exprimido de conos como resultado de chocar con un orificio con un diámetro reducido

3) Erosión del cuerpo del cono:

Alto consumo de líquido de lavado

4) Desgaste excesivo de los cojinetes:

Falta de estabilizador por encima de la broca o entre los collares de perforación

Alta velocidad

Tiempo de perforación mecánico significativo

5) Bloqueo de huecos entre conductores en cortadores con roca perforada y fase sólida:

Consumo insuficiente de RV

El cincel está diseñado para rocas más duras.

La barrena se introdujo en la zona del fondo del pozo y se llenó de recortes.

6) Gran cantidad de dientes perdidos:

Erosión del cuerpo del cono

Tiempo de perforación mecánico significativo

Ejecución del trabajo básico durante el acceso abierto con la ayuda de equipos especiales.

La unidad principal al realizar viajes es un cabrestante de perforación, que es impulsado por un motor. Para mejor uso potencia durante la elevación del gancho con una carga variable, las transmisiones de accionamiento del cabrestante o su accionamiento deben ser de varias velocidades. El cabrestante debe cambiar rápidamente de altas velocidades de elevación a bajas velocidades y viceversa, proporcionando arranques programados con una mínima pérdida de tiempo para estas operaciones. En los casos de columnas atascadas y tensas, la fuerza de tracción durante la elevación debe aumentarse rápidamente. Las velocidades de conmutación para levantar columnas de diferentes pesos se llevan a cabo periódicamente.

Para realizar trabajos de tracción de cargas y atornillado de tuberías durante el disparo, se utilizan cabrestantes auxiliares y martillos neumáticos.

Los martillos neumáticos están diseñados para romper uniones de herramientas de tubería de perforación. El dispositivo de liberación neumática consta de un cilindro en el que se mueve un pistón con un vástago. El cilindro está cerrado en ambos extremos por tapas, una de las cuales tiene un sello de vástago. Un cable de metal se une a la varilla en el lado opuesto del pistón, el otro extremo del cual se coloca en la llave de la máquina. Bajo la acción del aire comprimido, el pistón se mueve y hace girar la llave de la máquina a través del cable. La fuerza máxima desarrollada por un cilindro neumático a una presión de aire comprimido de 0,6 MPa es de 50 ... 70 kN. La carrera del pistón (vástago) del cilindro neumático es de 740 ... 800 mm.

El complejo de mecanismos ASP está diseñado para la mecanización y automatización parcial de las operaciones de elevación. Proporciona:

• la combinación en el tiempo de levantar y bajar la sarta de tubería y el elevador descargado con las operaciones de instalar velas en el candelero, sacarlo del candelero, así como atornillar o atornillar la vela con la sarta de tubería de perforación;
• mecanización de la instalación de velas en el candelero y su extracción al centro, así como la captura o liberación de la sarta de la tubería de perforación por un elevador automático.

Los mecanismos ASP incluyen: un mecanismo de elevación (elevación y descenso de una vela girada por separado); mecanismo de agarre (agarrar y sostener la vela girada durante el levantamiento, descenso, transferencia del rotor al candelabro y viceversa); mecanismo de colocación (moviendo la vela desde el centro del pozo y hacia atrás); centralizador (sosteniendo la parte superior de la vela en el centro de la torre al atornillar y atornillar); elevador automático (captura y liberación automática de la columna BT durante el descenso y el levantamiento); almacenar y candelabro (sosteniendo las velas desenroscadas en posición vertical).

Está en funcionamiento un conjunto de mecanismos como ASP-ZM1, ASP-ZM4. ASP-ZM5 y ASP-ZM6 utilizan la llave AKB-ZM2 y la pinza de cuña neumática BO-700 (excepto ASP-ZM6, para la que se utiliza la pinza PKRBO-700).

Preparar la tubería para tirar, instalar el elevador en el rotor, retirarlo del rotor, plantar las tuberías en cuñas.

Antes de colocar las tuberías en la plataforma, es necesario inspeccionar visualmente el cuerpo de la tubería y las roscas. Para un análisis preciso, se llama a un equipo de detectores de fallas, quienes, mediante instrumentos, establecen la idoneidad de las tuberías para su uso en la plataforma. Además, es necesario limpiar las juntas roscadas de la tubería según sea necesario y luego lubricarlas con grasa de grafito o grasa. Después de eso, las tuberías se entregan a las pasarelas de recepción.

Durante la perforación, los tubos de perforación se tiran uno por uno desde la pasarela hasta el rotor utilizando un cabrestante auxiliar. Luego, la tubería entregada se atornilla a la cuerda y el orificio inferior se profundiza aún más con la longitud de la tubería agregada.

Subir y bajar tubos de perforación para reemplazar una broca desgastada consiste en las mismas operaciones que se repiten muchas veces. Además, las máquinas incluyen la operación de levantar el tapón de los pozos y el elevador vacío. Todas las demás operaciones son manuales o manuales de la máquina, lo que requiere mucho esfuerzo físico. Éstas incluyen:

· Al levantar: aterrizaje de la columna en el ascensor; desenroscar una conexión roscada; instalar una vela en un candelero; descenso de ascensor vacío; transferir los enlaces al elevador cargado y elevar la columna a la altura de la vela;

· Al descender: retirada de la vela por detrás del dedo y del candelero; atornillar una vela en una columna; ejecutar la cuerda en el pozo; aterrizaje de la columna en el ascensor; traslado de enlaces a un ascensor gratuito. Los dispositivos de recogida y suspensión de columnas varían en tamaño y capacidad.

Normalmente, este equipo se fabrica para tubos de perforación de 60, 73, 89, 114, 127, 141, 169 mm con una capacidad de elevación nominal de 75, 125, 140, 170, 200, 250, 320 toneladas. diámetro de 194 a 426 mm, utilice cuñas en cuatro tamaños: 210, 273, 375 y 476 mm, diseñadas para capacidades de elevación de 125 a 300 toneladas.

El elevador se utiliza para sujetar y sujetar la sarta de perforación (revestimiento) por peso durante las operaciones de disparo y otros trabajos en la plataforma de perforación. Usa ascensores diferentes tipos, que difieren en tamaño en función del diámetro de los tubos de perforación o revestimiento, capacidad de carga, uso constructivo y material para su fabricación. El elevador está suspendido del gancho de elevación por medio de eslabones.

La cuña del tubo de perforación se utiliza para suspender la herramienta de perforación en la mesa del rotor. Se insertan en el orificio cónico del rotor. El uso de cuñas acelera las operaciones de disparo. Recientemente, se han utilizado ampliamente las pinzas de cuña automáticas con accionamiento neumático del tipo PKR (en este caso, las cuñas se insertan en el rotor no manualmente, sino con la ayuda de un accionamiento especial, que es controlado por el panel de control del perforador). .

Para ejecutar sartas de tripa pesadas, se utilizan cuñas con tripa no partida. Se instalan en almohadillas especiales sobre la boca del pozo. La cuña consta de un cuerpo macizo que recibe la masa de los tubos de revestimiento. Dentro del cuerpo hay troqueles diseñados para sujetar la carcasa y mantenerlos suspendidos. La subida y bajada de las matrices se realiza girando el mango hacia un lado u otro alrededor de la cuña, lo que se consigue mediante la presencia de cortes correctores inclinados en el cuerpo, a lo largo de los cuales ruedan los rodillos de las matrices con ayuda una palanca.

Comprobación de la rosca de bloqueo, atornillado de BT con llaves de batería, fijación y desbloqueo de conexiones de bloqueo con llaves UMK

Durante el proceso de disparo, las tuberías deben atornillarse y desenroscarse muchas veces. Para simplificar estas operaciones, el equipo especial está ubicado en la plataforma. Se utiliza una herramienta especial para atornillar y desatornillar los tubos de perforación y revestimiento. Se utilizan varias teclas como herramienta de este tipo. Algunos de ellos están destinados al maquillaje, mientras que otros, para sujetar y separar las conexiones roscadas de la columna. Por lo general, las llaves pre-atornilladas livianas están diseñadas para cerraduras del mismo diámetro, y las llaves mecánicas pesadas para sujetar y aflojar conexiones roscadas están diseñadas para dos o más tamaños de tubos de perforación y juntas de herramientas.

Se utiliza una llave de cadena para girar manualmente los tubos. Consiste en un asa y una cadena con un dispositivo de seguridad. Para agarrar el tubo, la cadena se enrolla alrededor y se fija a la parte superior del mango. Trabajar con una llave de cadena requiere mucho tiempo, por lo que se utilizan otros equipos.

Las tenazas de taladro automáticas AKB están diseñadas para el atornillado y atornillado mecanizados de tuberías. El panel de control está ubicado en el puesto del perforador y está equipado con dos palancas: una de ellas controla el movimiento de la llave hacia el rotor y hacia atrás y el mecanismo de agarre de la tubería, y con la ayuda de la otra, se atornillan las tuberías. . La batería simplifica enormemente el proceso STR.

Las operaciones de fijación y desbloqueo de las uniones roscadas de las sartas de perforación y entubado se realizan mediante dos llaves de máquina UMK; en este caso, una tecla (retraso) es fija y la segunda (tornillo) es móvil. Las llaves se cuelgan horizontalmente. Para hacer esto, se refuerzan rodillos de metal en "dedos" especiales de los murciélagos y se les echa una cuerda de acero para tarta o una hebra de cuerda de tártaro. Un extremo de esta cuerda está unido al colgador de llaves y el otro a un contrapeso que equilibra la llave y facilita su movimiento hacia arriba o hacia abajo.

Al colocar tubos de perforación y collares de perforación en el pozo, las conexiones roscadas deben sujetarse con llaves de máquina y automáticas, controlando el espacio entre los elementos de conexión y observando el valor de torque permisible establecido por la instrucción actual de acuerdo con el medidor de torque.

Inspección y medición de BT y collar de perforación, instalación de BT en un candelabro, atornillado y desatornillado de cinceles.

Todas las tuberías de la plataforma deben inspeccionarse antes de la perforación. Se debe prestar especial atención a la verificación de las conexiones roscadas. La rosca en los tubos de perforación se desgasta durante la operación, por lo tanto, periódicamente es necesario medir la longitud de la rosca y su diámetro. Esto se hace con una cinta métrica. Las desviaciones permitidas en las dimensiones de la rosca son de 3-4 mm. Se utilizan plantillas especiales para comprobar el tamaño de la tubería. El diámetro de cada plantilla corresponde a un diámetro de tubería específico.

En el proceso de profundización del fondo, la sarta de perforación crece constantemente. Para hacer esto, el tubo de perforación se saca de la pasarela con la ayuda de un cabrestante auxiliar al rotor, se adhiere al elevador y luego se atornilla a la rosca del tubo colocado en las cuñas.

Cuando es necesario levantar la columna, los tubos se desenroscan con velas para reducir el tiempo de viaje. En este caso, es necesario levantar el extremo superior del tubo por encima de la mesa del rotor, colocarlo sobre cuñas y sujetarlo al elevador. Luego, la columna se eleva a la altura de la vela, se asienta sobre cuñas, la vela se desenrosca con la llave de la batería, se enrolla por los trabajadores de montar y semi-superior con el dedo y se coloca en el candelabro. Una vez completadas las operaciones necesarias (cambio de broca, BHA), la sarta se baja con tapones hasta la profundidad perforada.

La broca de cono rodante se enrosca y desenrosca con la ayuda de una paleta. El cincel se instala manualmente o con la ayuda de un cabrestante auxiliar en el sub-pad. En su interior hay 3 protuberancias que van entre los conos. Luego, la almohadilla se coloca en los revestimientos del rotor y la broca se atornilla en el collar de perforación o sub. El cincel de paletas se instala en el rotor utilizando un soporte especial de modo que solo quede una rosca por encima de la mesa y luego se atornilla al tubo.

Bien enrojecido

El lavado de pozos es la parte principal de la perforación. La formulación correctamente seleccionada de la solución determina el éxito con el que se llevará el pozo a la profundidad de diseño.

En la práctica de la perforación de pozos, se utilizan varios métodos tecnológicos para preparar los fluidos de perforación.

El esquema tecnológico más simple (Fig. 7.2) incluye un recipiente para mezclar los componentes del fluido de perforación 1, equipado con agitadores mecánicos e hidráulicos 9, mezclador de chorro de agua 4, equipado con una tolva 5 y puerta corredera 8, bomba centrífuga o de pistón 2 (generalmente una de las bombas de refuerzo) y colectores.

Según este esquema, la preparación de la solución se lleva a cabo de la siguiente manera. En el contenedor 1 se vierte la cantidad calculada del medio de dispersión (generalmente 20-30 m 3) y con la ayuda de la bomba 2 a lo largo de la línea de descarga con una válvula 3 alimentarlo a través de un mezclador de hidro-jet 4 en un circuito cerrado. Bolsa 6 segundos el material en polvo es transportado por un elevador o transportador móvil al sitio del contenedor, desde donde, con la ayuda de dos trabajadores, se alimenta al sitio 7 y se transfiere manualmente al embudo 5. El polvo se vierte en el embudo , desde donde se alimenta a la cámara del mezclador de hidro-chorro usando un ambiente de hidro-vacío. La suspensión se vierte en un recipiente, donde se mezcla completamente con un agitador mecánico o hidráulico 9. La velocidad de alimentación del material en la cámara del mezclador eyector se controla mediante una compuerta deslizante 8, y el valor de vacío en la cámara se controla mediante carburo intercambiable boquillas.

La principal desventaja de la tecnología descrita es una mala mecanización del trabajo, un suministro desigual de componentes a la zona de mezcla, un control deficiente sobre el proceso. De acuerdo con el esquema descrito, la tasa máxima de preparación de la solución no excede los 40 m 3 / h.

En la actualidad, en la práctica doméstica, se usa ampliamente la tecnología progresiva de preparación de lodos de perforación a partir de materiales en polvo. La tecnología se basa en el uso de equipos disponibles comercialmente: una unidad de preparación de solución (BPR), un mezclador de hidro-jet externo, un dispersor hidráulico, un tanque de calefacción central, agitadores mecánicos e hidráulicos y una bomba de pistón.

Se utiliza un complejo de varios dispositivos mecánicos para limpiar el fluido de perforación de los recortes: cribas vibratorias, separadores de lodos de hidrociclones (separadores de arena y lodos), separadores, centrifugadoras. Además, en las condiciones más desfavorables, antes de limpiar los recortes de perforación, el lodo se trata con reactivos-floculantes, que permiten aumentar la eficiencia de los dispositivos de limpieza.

A pesar de que el sistema de limpieza es complejo y costoso, en la mayoría de los casos su uso es rentable debido a un aumento significativo en las velocidades de perforación, reduciendo el costo de ajuste de las propiedades del fluido de perforación, reduciendo el grado de complicación del pozo. y cumplir con los requisitos de protección del medio ambiente.

Como parte del sistema de circulación, los dispositivos deben instalarse en una secuencia estricta. En este caso, el diagrama de flujo de la solución debe corresponder a la siguiente cadena tecnológica: pozo - separador de gas - bloque para limpieza gruesa de lodos (criba vibratoria) - desgasificador - bloque para limpieza fina de lodos (separadores de arena y lodos, separador) - Bloque de regulación del contenido y composición de la fase sólida (centrífuga, separador de arcilla hidrociclónica).

Por supuesto, en ausencia de gas en lodo de perforación excluir etapas de desgasificación; cuando se usa una solución no ponderada, por regla general, no se usan separadores de arcilla y centrifugadoras; Cuando se limpia el lodo de perforación pesado, generalmente se excluyen los separadores de hidrociclones (separadores de arena y lodos). En otras palabras, cada equipo está diseñado para realizar funciones bien definidas y no es universal para todas las condiciones de perforación geológicas y técnicas. En consecuencia, la elección del equipo y la tecnología para limpiar el lodo de perforación de los recortes se basa en las condiciones específicas para perforar un pozo. Y para que la elección sea correcta, debe conocer las capacidades tecnológicas y las funciones básicas del equipo.

Control de BHA y modo de perforación para combatir la flexión de pozos espontánea

Razones técnicas y tecnológicas conducen a una desviación espontánea del pozo debido al hecho de que provocan la flexión de la parte inferior de la sarta de perforación y la desalineación del eje de la barrena con respecto al centro del pozo. Para excluir estos procesos o reducir la probabilidad de que ocurran, es necesario:

1. aumentar la rigidez del fondo de la sarta de perforación;

2. eliminar los espacios entre los centralizadores y la pared del pozo;

3. reducir la carga en la broca;

4. en el caso de perforar con motores de fondo de pozo, gire periódicamente la sarta de perforación.

Para cumplir las dos primeras condiciones, es necesario instalar al menos dos centralizadores de tamaño completo: encima de la broca y en el cuerpo del collar de perforación encima de la broca (o en el SP). La instalación de 2 - 3 centralizadores de tamaño completo aumenta la rigidez del BHA y reduce la probabilidad de arquearse incluso sin reducir la carga en la broca.

En algunos casos, los conjuntos piloto se utilizan cuando el pozo se perfora de manera escalonada: piloto - broca de diámetro pequeño - extensión - broca - escariador - cadena de collar de perforación - cadena BT. Es aconsejable utilizar un collar de perforación del mayor diámetro posible. Esto aumenta la rigidez del BHA y reduce los espacios entre la tubería y la pared del pozo.

2. Conocimiento de la perforación de pozos por grupos

Un grupo de pozos es una disposición de este tipo cuando los cabezales de pozo están cerca uno del otro en el mismo sitio tecnológico y los pozos están ubicados en los nodos de la red de desarrollo del yacimiento.

Actualmente, la mayoría de los pozos de producción se perforan de forma agrupada. Esto se debe al hecho de que la perforación de campos en racimo puede reducir significativamente el tamaño de las áreas ocupadas por los pozos que se perforan y luego por los pozos de producción, carreteras, líneas eléctricas y tuberías.

Esta ventaja es de particular importancia durante la construcción y operación de pozos en tierras fértiles, en reservas naturales, en la tundra, donde la capa superficial perturbada de la tierra se restaura después de varias décadas, en áreas pantanosas que complican y aumentan enormemente el costo de los trabajos de construcción e instalación de las instalaciones de perforación y producción. La perforación en racimo también es necesaria cuando se requiere abrir depósitos de petróleo debajo de estructuras industriales y civiles, debajo del fondo de ríos y lagos, debajo de la zona de plataforma de la costa y pasos a desnivel. Un lugar especial está ocupado por la construcción de pozos en racimo en el territorio de Tyumen, Tomsk y otras regiones de Siberia occidental, lo que hizo posible construir con éxito pozos de petróleo y gas en islas de relleno en una región pantanosa y poblada de difícil acceso. .

La ubicación de los pozos en la plataforma depende de las condiciones del terreno y los medios de comunicación previstos entre la plataforma y la base. Los arbustos que no están conectados por caminos permanentes a la base se consideran locales. En algunos casos, los arbustos pueden ser básicos cuando están ubicados en rutas de transporte. En los grupos locales, los pozos, por regla general, están dispuestos en forma de abanico en todas las direcciones, lo que permite tener el número máximo de pozos en el grupo.

Los equipos de perforación y auxiliares están montados de tal manera que cuando la plataforma de perforación se mueve de un pozo a otro, las bombas de lodo, los pozos receptores y parte del equipo para la limpieza, el tratamiento químico y la preparación del fluido de perforación permanecen estacionarios hasta la finalización de la construcción. de todos (o parte) de los pozos de esta plataforma.

El número de pozos en un grupo puede variar de 2 a 20-30 o más. Además, cuanto más pozos en el grupo, mayor es la desviación del fondo de las cabezas de pozo, aumenta la longitud de los pozos, aumenta la longitud de los pozos, lo que conduce a un aumento en el costo de perforación de pozos. Además, existe el peligro de encontrarse con los baúles. Por lo tanto, es necesario calcular el número requerido de pozos en el grupo.

En la práctica de la perforación de grupos, el criterio principal para determinar el número de pozos en un grupo es la tasa de producción total de pozos y la relación de gasóleo. Estos indicadores determinan el riesgo de incendio de un pozo con flujo abierto y dependen del nivel técnico del equipo de extinción de incendios.

Conociendo el número aproximado de pozos en la plataforma, proceda a construir el plano de la plataforma. Un plano de plataforma de pozo es una representación esquemática de las proyecciones horizontales de los pozos de todos los pozos perforados desde una plataforma determinada. El plano de la plataforma incluye el diseño de las cabezas de pozo, la secuencia de su perforación, la dirección de movimiento de la plataforma, los acimuts de diseño y los desplazamientos de los pozos. La tarea termina con la construcción de un esquema de arbustos.

3. Ejecución y cementación de sartas de revestimiento.

Una vez que se ha perforado el intervalo de roca requerido, es necesario ejecutar la tubería de revestimiento en el pozo. La sarta de revestimiento se utiliza para fortalecer las paredes del pozo, para aislar los reservorios absorbentes y los acuíferos.

La sarta de revestimiento está formada por tubos en acoplamiento, uniones roscadas o soldadas sin mangas y se baja al pozo en secciones o en un paso desde la boca del pozo hasta el fondo. En un solo paso, la sarta se baja en el caso de suficiente estabilidad de las paredes del pozo y la capacidad de elevación del sistema de aparejos. Al revestir pozos profundos, se deben utilizar juntas soldadas o roscadas sin mangas.

Los OK intermedios son de varios tipos:

1) sólido: cubre todo el pozo desde el fondo hasta la cabeza del pozo, independientemente del revestimiento del intervalo anterior;

2) revestimientos: para fijar solo el intervalo sin revestimiento del pozo con la superposición del fondo del pozo anterior en una cierta cantidad;

3) columnas secretas: POC especiales que solo sirven para cubrir el intervalo de complicación y no tienen conexión con las columnas anteriores.

El recorrido seccional de sartas de revestimiento y el revestimiento de pozos con revestimientos surgieron, en primer lugar, como una solución práctica al problema de ejecutar sartas de revestimiento pesadas y, en segundo lugar, como una solución al problema de simplificar el diseño de los pozos, reduciendo los diámetros del revestimiento. tuberías, así como los espacios entre las cuerdas y las paredes del pozo, reduciendo el consumo de metal y materiales de taponamiento.

Para una cementación exitosa y un funcionamiento más eficiente del pozo, se utilizan equipos tecnológicos. El equipo incluye los siguientes dispositivos: cabezales de cementación, tapones separadores de cementación, válvulas de retención, zapatas de columna, boquillas de guía, centralizadores, raspadores, turbuladores, boquillas de zapata de 1.2-1.5 m de largo con orificios de 20-30 mm de diámetro en espiral, carcasa hidráulica. empacadores tipo PDM, acoplamientos de cementación por etapas, etc.

CABEZAL DE CEMENTO

Los cabezales de cementación están diseñados para crear una conexión estrecha del revestimiento con las líneas de inyección de las unidades de cementación. La altura de los cabezales de cementación debe permitir que se coloquen en los eslabones de elevación del sistema de desplazamiento y, con el equipo adecuado, se utilicen para cementar con escalonamiento de entubado.

TAPONES DE CEMENTO DE SEPARACIÓN

Los tapones de compresión están diseñados para separar la lechada de cemento del fluido de exprimido cuando se empuja hacia el anillo de los pozos. Hay modificaciones de tapón, en las que se hace una rosca en la parte superior del cuerpo en la superficie interna para un tapón, sin que estos tapones se pueden utilizar como tapones seccionales. la sarta justo antes de bombear la lechada de cemento para evitar que se mezcle con el fluido de perforación, y el tapón superior después de que se haya bombeado todo el volumen de la lechada de cemento. El canal central en el tapón inferior está cerrado por un diafragma de goma, que se rompe cuando se asienta sobre el "anillo de tope" y abre el canal para empujar la lechada de cemento.

REVISAR VÁLVULAS

Las válvulas de retención de mariposa de tipo TsKOD están diseñadas para el auto-llenado continuo de la tubería de revestimiento con fluido de perforación cuando se baja al pozo, así como para evitar el reflujo de la lechada de cemento desde el anillo y la parada del tapón de cemento separador. Las válvulas de tipo TsKOD se bajan a un pozo con un revestimiento sin bola de cierre, que se bombea al interior del revestimiento después de haberlo bajado a una profundidad predeterminada. la válvula de retención tipo TsKOD en tubos de perforación, cuyo diámetro interior es menor que el diámetro de la bola, esta última se deja caer en la sarta antes de conectar los tubos de perforación a la sección. En este caso, se excluye el auto-llenado de la sarta con líquido, y cuando se ejecuta la sarta, es necesario agregarle fluido de perforación de acuerdo con los requisitos del plan de trabajo. La parte superior de la válvula tiene internamente una superficie de extremo de asiento que actúa como un "anillo de tope" para detener el tapón de separación. En este caso, no se requiere la instalación de anillos de empuje.

ZAPATOS COLUMNA

Las zapatas de revestimiento se utilizan para equipar el fondo de las sartas de revestimiento de tuberías con un diámetro de 114-508 mm y están diseñadas para guiar las sartas a lo largo del pozo y protegerlas de daños durante el funcionamiento en el proceso de revestimiento de pozos de petróleo y gas a temperaturas de fondo de pozo. hasta 250 ° C.

CENTRADORES

Los centralizadores están diseñados para proporcionar una colocación concéntrica del revestimiento en el pozo con el fin de lograr un aislamiento de alta calidad de las formaciones durante la cementación. Además, facilitan el funcionamiento de la sarta de revestimiento al reducir las fuerzas de fricción entre la sarta y las paredes del pozo, contribuyen a un aumento en el grado de desplazamiento del fluido de perforación por el relleno debido a algunas turbulencias de los flujos en la zona. de su instalación, facilitan el trabajo de suspensión de cuerdas secretas y atraque de secciones centrando sus extremos superiores en el pozo.

Raspadores

Los raspadores se utilizan para romper la torta de lodo en la pared del pozo para mejorar la adhesión de la lechada de lechada a la formación, especialmente en la cementación recíproca de pozos.

Mientras se abre el pozo, puede que sea necesario enjuagarlo. En este caso, se atornilla un subwoofer en el tubo principal con una rosca de bloqueo en la parte superior y una rosca trapezoidal en la parte inferior. Luego, cuando se completan las operaciones necesarias, se atornilla un cabezal de cementación a la carcasa.

Después de ejecutar el pozo, todavía queda fluido de perforación en el pozo. Para sacarlo del cañón, se utiliza un líquido tampón. Se bombea a través del cabezal de cementación. Luego, la cantidad estimada de cemento se bombea a la columna. Después de eso, se suministra un fluido exprimidor al espacio dentro de la tubería para que el cemento se eleve a la altura de diseño. Al mismo tiempo, el tapón se quita del retenedor y es arrastrado hacia abajo por el fluido de desplazamiento. Si un tapón aterriza en el anillo de retención de la válvula de retención, provocando un aumento de presión en la bomba, el proceso de cementación está completo.

La duración del endurecimiento de las lechadas de cemento para los conductores de superficie se establece en 16 horas, y para las cadenas intermedias y de producción - 24 horas. La duración del endurecimiento de diversas mezclas de cemento (bentonita, escoria, etc.) se establece en función de los datos de sus pruebas preliminares, teniendo en cuenta la temperatura en el pozo.

El proceso de cementación del pozo se lleva a cabo mediante un conjunto de equipos especiales, que se instalan de acuerdo con un esquema desarrollado previamente.

Las unidades de cementación están diseñadas para bombear lechada de cemento y exprimir fluido al pozo, así como para suministrar el fluido de lechada al dispositivo de mezcla cuando se prepara la lechada. Además, se utilizan para enjuagar y exprimir tapones de arena, pruebas de presión de tuberías, cuerdas, colectores, mezcla hidráulica de lodo, etc.

Las máquinas mezcladoras de cemento están diseñadas para la preparación de lechadas de cemento para cementar pozos, diversas mezclas de taponamiento; se pueden utilizar para la preparación de lodos de perforación normales y ponderados a partir de arcillas en polvo.

De acuerdo con el propósito y la naturaleza del trabajo, las mezcladoras se montan en automóviles o caravanas, las unidades principales de las mezcladoras son una tolva, un mecanismo de carga y descarga y un dispositivo mezclador para la preparación de soluciones.

4. Apertura y muestreo de horizontes petroleros

La perforación de pozos termina con la apertura del depósito de petróleo, es decir, comunicación del yacimiento de petróleo con el pozo. Esta etapa es muy importante por varias razones. La mezcla de petróleo y gas en la formación se encuentra a alta presión, cuya magnitud puede ser desconocida de antemano. A una presión que excede la presión de la columna de fluido que llena el pozo, el fluido puede ser expulsado del pozo y puede ocurrir un flujo abierto. La entrada de fluido de perforación (en la mayoría de los casos, es una solución de arcilla) en el depósito de petróleo obstruye sus canales, lo que dificulta el flujo de petróleo hacia el pozo.

Los reventones se pueden evitar instalando BOP en la boca del pozo o utilizando un fluido de lavado de alta densidad. La prevención de la penetración de la solución en el depósito de aceite se consigue introduciendo en la solución varios componentes con propiedades similares al fluido del depósito, por ejemplo, emulsiones a base de aceite.

Dado que, después de abrir el depósito de aceite, la carcasa se baja al pozo y se cementa, bloqueando así el depósito de aceite, es necesario volver a abrir el depósito. Esto se logra perforando la sarta en el intervalo de formación con perforadores. El servicio de geofísica las baja al pozo con un cable.

Actualmente, se han dominado y se están aplicando varios métodos de perforación de pozos:

1) Perforación de bala

La perforación de pozos con balas consiste en bajar al pozo en un dispositivo especial de cable-cuerda: perforadores, en cuyo cuerpo se construyen cargas de pólvora con balas. Al recibir un impulso eléctrico de la superficie, las cargas explotan, impartiendo alta velocidad y alto poder de penetración a las balas. Provoca la destrucción del metal de la columna y el anillo de cemento. El número de agujeros en la sarta y su ubicación a lo largo del espesor de la formación se calculan de antemano, por lo que a veces se baja una sarta de perforadores.

2) Perforación de torpedo

La perforación del torpedo en el principio de implementación es similar a la bala, solo se aumenta el peso de la carga y se usan cañones horizontales en el perforador.

3) Perforación acumulativa

Perforación acumulativa: la formación de agujeros debido al movimiento dirigido de un chorro de cargas incandescentes que escapan del perforador a una velocidad de 6 ... 8 km / s bajo una presión de 20 ... 30 GPa. En este caso, se forma un canal con una profundidad de hasta 350 mm y un diámetro de 8 ... 14 mm. El grosor máximo de la costura, expuesta por un perforador acumulativo por lanzamiento es de hasta 30 m, torpedo - hasta 1 m, bala hasta 2,5 m La cantidad de carga de pólvora - hasta 50 g.

4) Perforación con chorro de arena hidráulico

Cuando se utiliza la perforación con chorro de agua, se forman agujeros en la columna debido a la acción abrasiva de la mezcla de arena y líquido que fluye a una velocidad de hasta 300 m / s desde boquillas calibradas a una presión de 15 ... 30 MPa.

El desarrollo de pozos petroleros es un conjunto de trabajos que se realizan después de la perforación para inducir el flujo de petróleo desde el yacimiento hacia el pozo. El hecho es que en el proceso de apertura, como se mencionó anteriormente, es posible que el lodo de perforación y el agua ingresen a la formación, lo que obstruye los poros de la formación y desplaza el petróleo del pozo. Por lo tanto, la entrada de petróleo espontánea al pozo no siempre es posible. En tales casos, recurren a un desafío de afluencia artificial, que consiste en realizar trabajos especiales.

El flujo de entrada se puede producir reemplazando un fluido de mayor densidad por un fluido de menor densidad en el pozo. Al mismo tiempo, la presión ejercida por la columna de líquido sobre la formación disminuye y, por lo tanto, se produce el flujo de petróleo del pozo. Este método es simple y económico, pero efectivo en caso de obstrucción de la formación débil.

Si el reemplazo de la solución con agua no funciona, entonces la entrada se produce con la ayuda de un compresor. Se suministra aire comprimido al cañón. Al mismo tiempo, es posible empujar la columna de líquido lejos de la zapata del tubo, reduciendo así la contrapresión sobre la formación a valores significativos. En algunos casos, puede resultar eficaz suministrar aire de forma intermitente por el compresor y líquido por la unidad de bombeo, creando sucesivas porciones de aire. El número de tales porciones de gas puede ser varias y, al expandirse, expulsan líquido del barril. Para aumentar la eficiencia del desplazamiento a lo largo de la sarta de tubería, se instalan válvulas de arranque a través de las cuales aire comprimido cuando se mueve a lo largo del espacio de la tubería, ingresa al SCC y comienza a elevar líquido tanto en el anillo como en la tubería .

La entrada también puede ser causada por el método de frotis. El método consiste en pasar un pistón de hisopo especial equipado con una válvula de retención en el tubo. Moviéndose hacia abajo, el pistón pasa líquido a través de sí mismo, cuando sube hacia arriba, la válvula se cierra y toda la columna de líquido por encima se ve obligada a subir junto con el pistón y luego ser arrojada fuera del pozo. Dado que la columna de fluido que se eleva puede ser grande (hasta 1000 m), la caída de presión en la formación puede ser significativa. El proceso de frotis se puede repetir muchas veces, lo que permite una disminución significativa de la presión.

Cuando la tubería aún no se ha introducido en el pozo, la entrada puede ser causada por el método de implosión. Si un recipiente lleno de aire presurizado se baja al pozo, entonces este recipiente se comunica instantáneamente con el pozo, luego el aire liberado se moverá de la zona de alta presión a la zona de baja presión, llevando fluido consigo y creando así una presión reducida sobre la formación. Se puede lograr un efecto similar si los trabajos de bombeo y compresor previamente vaciados del líquido se bajan al pozo y el fluido del pozo se desvía instantáneamente hacia ellos. En este caso, la contrapresión a la formación disminuirá y aumentará la entrada de fluido de la formación. La entrada se acompaña de la eliminación de impurezas mecánicas del depósito, es decir limpieza de la formación.

5. Trabajos de emergencia en el pozo

Se utiliza una herramienta de pesca para trabajos de emergencia. Los diseños de herramientas de pesca son muy diversos. Sin embargo, según el principio de captura, se pueden dividir en tres grupos principales:

a) Detectar herramientas de pesca, trabajando según el principio de atascar el objeto desde el exterior o desde el interior del receptor;

b) Herramientas de pesca con roscas que funcionan según el principio de cortar un hilo en un objeto mientras se atornilla un receptor;

c) Otra herramienta.

Consideremos algunos tipos de herramientas de pesca.

La lanza externa está diseñada para sujetar tuberías, varillas u otros objetos en el pozo por el cuerpo o por la manga. Es una pinza de peine partida, colocada en el cuerpo y fijada a los tubos. El objeto a coger se cubre con una empuñadura que, al entrar hacia arriba, aumenta el diámetro del agujero, pasando el objeto hacia el receptor. Cuando se aprieta, el deslizamiento desciende y sus dientes cortan el cuerpo del objeto, encajándolo en el receptor.

La lanza interior está diseñada para descender dentro de la tubería para ser atrapada. Consiste en un cuerpo sobre el que se fija un troquel, conectado con una varilla y un anillo móvil. El cuerpo se inserta dentro de la tubería que se va a atrapar, mientras que la matriz se eleva hacia arriba, reduciendo el diámetro del receptor y creando las condiciones para la entrada. Cuando se aprieta, la matriz baja, aumentando el diámetro del cuerpo del receptor y atascando la tubería.

El rebosadero operacional está diseñado para atrapar tuberías o varillas por el acoplamiento mediante resortes planos montados en la superficie interna del cuerpo. Al empujar el objeto, los resortes divergen, lo pasan al interior del receptor y luego convergen.

La válvula de retención de varillas se utiliza para atrapar las varillas por el acoplamiento. Consiste en un cuerpo en el que se refuerzan las matrices desplegables con resorte. Los troqueles se abren, saltan el objeto y luego convergen.

Se utiliza un enrutador con dientes internos para fresar los extremos superiores de las tuberías o varillas de emergencia para que luego puedan funcionar como engranajes de seguridad. Consiste en un cuerpo en el que se cortan dientes longitudinales.

El grifo operacional está diseñado para pescar por la rosca interna de una tubería o acoplamiento. Consiste en un cuerpo con un hilo en su parte truncada. Se puede cortar en el objeto que se va a atrapar y luego rellenar.

La campana está diseñada para atrapar la tubería por la rosca externa. La campana es una tubería de ramificación, en la superficie interior de la cual se corta un hilo de bloqueo. La longitud del hilo es de aproximadamente 35 cm.

6. Eliminación de HNWP y emisiones

Hay dos métodos:

método de presión de depósito equilibrada

Durante la eliminación de la manifestación por el primer método, la presión de fondo de pozo se mantiene ligeramente más alta que la presión del yacimiento durante todo el proceso. En este caso, el flujo de líquido se detendrá hasta que se mate por completo.

Hay cuatro formas de realizar este método:

1) método de matanza continua de pozos: el proceso de lavado y matanza
comenzar a realizar inmediatamente en una solución con una densidad requerida para realizar
condiciones - P zab> P cama. Con este método en el pozo, el más bajo
presión, por lo tanto, es la más segura. Sin embargo, para su implementación
debe tener un suministro suficiente de agente de ponderación y comida instantánea
barro en la plataforma.

2) Forma de esperar la ponderación: después de la detección de la manifestación, cerrar
bien y comience a preparar una solución de la densidad requerida y
volumen requerido. Durante la preparación de la solución, la presión se mantiene constante.
tubos de perforación, lo que garantiza una presión de formación constante durante la superficie
paquetes de fluidos. La desventaja de este método es la necesidad de corregir
regular la presión del paquete de fluido flotante, es decir, para que la presión no sea
excedió lo permitido por el equipo, y también es posible que la perforación
la herramienta, ya que el pozo se deja sin circulación. La ventaja de este método
por encima de lo anterior es que podemos preparar una solución del mismo
densidad, así como con este método, el máximo más bajo
presión, ya que cuando el gas aún no se ha acercado a la boca y la solución pesada comenzó
llenar el KZP, abrimos el accesorio cada vez más, por lo tanto,
el paquete de gas se estira más y pierde presión al acercarse a la boca.

3) Método de matanza de pozos en dos etapas. La primera etapa produce
enjuagar el fluido del pozo usando la misma solución en la que se obtuvo el revelado.
Al mismo tiempo, comienzan a preparar la solución con la densidad requerida para
bien matando. En la segunda etapa de la matanza, se realiza la inyección en el pozo.
solución ponderada. Este método es más simple que los dos anteriores, relativamente
seguro, pero su implementación crea la mayor altas presiones en
bien.

4) Método estirado de dos etapas. En la primera etapa con contrapresión
lavan el fluido de pozo entrante utilizando la misma solución en la que se obtuvo el revelado. Después de lavar el fluido de formación, sin detener la circulación, la densidad de la solución circulante aumenta a la densidad requerida y, por lo tanto, se realiza la destrucción de la formación en desarrollo. Este método se utiliza en ausencia de los recipientes necesarios para la preparación de la solución.

método de eliminación de pozos por pasos:

Se recurre al uso de este método cuando, utilizando los métodos anteriores, surgen presiones que superan las presiones permisibles en boca de pozo.

Bibliografía

1. Korshak A.A. Shammazov A.M. / Fundamentos del negocio del petróleo y el gas

2. Equipo para yacimientos petrolíferos. Directorio.

3. Ilskiy A.L. Schmidt A.P. / Taladradoras y mecanismos

4. Popov A.N. Spivak A.I. / Tecnología de perforación de pozos de petróleo y gas

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

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

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

el propósito y la profundidad del pozo;

horizonte objetivo y características de la roca del yacimiento;

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

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

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

Está seleccionado sección de fondo de pozo de un pozo ... El diseño del pozo en el intervalo de la formación productiva debe asegurar mejores condiciones entrada de petróleo y gas en el pozo y el uso más eficiente de la energía del yacimiento de los depósitos de petróleo y gas.

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

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

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

El intervalo de cementación de las sartas de producción en los pozos petroleros puede estar limitado por la sección desde el zapato hasta la sección ubicada al menos 100 m por encima del extremo inferior de la sarta intermedia anterior.

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

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

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

Al elaborar un programa hidráulico, se asume:

Elimina los fluidos de formación y la pérdida de circulación;

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

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

Crear condiciones para el máximo aprovechamiento del efecto de chorro;

Utilice racionalmente la potencia hidráulica de la unidad de bombeo;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Combinación de parámetros BHA.

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

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

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

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

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

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

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

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

En octavo lugar, la sección del proyecto técnico está dedicada a elección del método de perforación, tamaños de motores de fondo de pozo y longitudes de perforación, desarrollo de modos de perforación. [ 4 ]

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

De acuerdo con el método de instalación del taladro de tierra en el cuerpo del juego de testigos y en el cabezal de perforación, hay brocas de perforación con un taladro de suelo extraíble y no extraíble.

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

Las brocas con un soporte de tierra extraíble se utilizan para la perforación de turbinas, y las no extraíbles, para la perforación rotatoria.

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

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

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

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

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

Proceso de cementación

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Las principales cargas en el análisis de resistencia del revestimiento son las cargas de tracción axiales debido a su propio peso, así como la sobrepresión externa e interna durante la cementación y la operación del pozo. Además, otras cargas actúan sobre la columna:

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

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

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

· Cargas de flexión que surgen en pozos desviados.

Cálculo de revestimiento de producción para un pozo petrolero.

Símbolos utilizados en fórmulas:

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

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

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

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

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

Densidad del líquido en la columna r B

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

Sobrepresión interna a una profundidad z, MPa P VIz

Presión externa excesiva a una profundidad z P NIz

Presión externa crítica excesiva, a la cual el voltaje

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

Presión del yacimiento a profundidad z R PL

Presión de prensado

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

Factor de descarga del anillo de cemento k

Factor de seguridad al calcular la sobrepresión externa n КР

Factor de seguridad para diseño de tracción n STR

Figura 69. Esquema de cementación de pozos

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

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

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

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

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

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

Figura 70. Diagramas de externos e internos

presiones excesivas

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

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

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

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

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

Es necesario calcular la cementación para las siguientes condiciones:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

II

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

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

Δα = - Si>, entonces cos “+”

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

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

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

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

Para tener suficiente fuerza o resistencia

Cálculo estático para pozos verticales:

;

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

para zonas inclinadas

;

;

Modo de perforación. Técnica de optimización

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Si reemplaza el líquido de lavado pesado con agua limpia o el aceite desgasificado no es suficiente para obtener una afluencia estable de la formación, se recurre a otros métodos para aumentar la reducción o el efecto estimulante.

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

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

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

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

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

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

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

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

Clasificación de métodos de estimulación durante el desarrollo de pozos.

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

1. Hidro-gasdinámico.

2. Fisicoquímico.

3. Térmica.

4. Combinado.

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

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

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

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

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

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

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

Soporte de información para el proceso de perforación de pozos de petróleo y gas es el eslabón más importante en el proceso de construcción de pozos, especialmente al introducir y desarrollar nuevos campos de petróleo y gas.

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

control de los parámetros tecnológicos de la superficie y selección de los modos de perforación más óptimos (por ejemplo, selección de cargas óptimas en la barrena, asegurando una alta tasa de penetración);

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

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

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

Sin embargo, debido a los nuevos requisitos para el soporte de información del proceso de perforación, las tareas resueltas por el servicio GTI se pueden ampliar significativamente. El personal altamente calificado del operador del lote GTI que trabaja en la plataforma de perforación, durante todo el ciclo de construcción del pozo, en presencia de hardware y herramientas metodológicas y software adecuados, es capaz de resolver prácticamente una gama completa de tareas para el apoyo de información del proceso de perforación:

investigación geológica, geoquímica y tecnológica;

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

Servicio sistemas autónomos mediciones y registros, bajados en tuberías;

control de los parámetros del lodo de perforación;

control de calidad del revestimiento de pozos;

estudios de fluidos de yacimientos durante pruebas y pruebas de pozos;

explotación forestal con cable;

servicios de supervisión, etc.

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

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

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

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

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

Arroz. 1. Diagrama estructural simplificado de la estación GTI

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

Sensores de parámetros de proceso

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

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

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

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

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

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

Arroz. 2. Sensores de parámetros tecnológicos

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

Arroz. 3. Sensor de peso en el gancho

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

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

Arroz. 4. Aspecto del tablero de información

Módulo geoquímico

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

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

Arroz. 5. Cromatógrafo de campo "Rubin"

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

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

desgasificadores flotantes de acción pasiva;

Desgasificadores activos con división de flujo forzado.

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

Arroz. 6. Desgasificadores de lodo de perforación

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

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

Arroz. 7. Sensores para medir el contenido de gas

Módulo geológico

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

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

disección litológica del corte;

asignación de recolectores;

evaluación de la naturaleza de la saturación del yacimiento.

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

Arroz. 8. Equipos y dispositivos del módulo geológico de la estación.

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

Medidor de densidad de lodos PSh-1 diseñado para la medición de densidad expresa y la evaluación de la porosidad total de las rocas mediante cortes y testigos. El principio de medición del dispositivo es hidrométrico, basado en pesar la muestra de lodo investigada en aire y agua. El densímetro PSh-1 se puede utilizar para medir la densidad de rocas con una densidad de 1,1-3 g / cm³ .

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Con perforaciones complicadas, los accidentes ocurren con más frecuencia.

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

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

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

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

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

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

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

Represión P = Rskv-Rpl> 0 - la presión del pozo no es mayor que la presión del yacimiento. Tiene lugar la absorción.

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

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

Gráfico de presión compuesto para complicaciones. Selección de la primera variante de diseño de pozo.

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

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

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

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

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

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

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

Diagrama del sistema de circulación de pozos

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

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

1. Línea de distribución de presión hidrostática.

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

3. Línea de distribución de presión hidráulica en BT.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

unidad de purificación de solución;

bloque intermedio (uno o dos);

bloque de recepción.

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

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

Absorción. Las razones de su aparición.

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

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

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

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

Razones para adquisiciones

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

1. Ecuación de movimiento (forma de Darcy)

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

2. Ecuación de conservación de masa (continuidad)

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

3. Ecuación de estado

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

Q = (K / M) * 2π rH (dP / dr)

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

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

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

δ- apertura (altura) de la rendija;

m es el número de grietas (ranuras);

M es la viscosidad efectiva.

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

Según (4) y (5)

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

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

1.grupo - parámetros geológicos;

2.grupo - parámetros tecnológicos;

3er grupo - mixto.

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

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

Característica de curvas indicadoras.

Además, consideraremos la línea 2.

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

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

Рс-Рпл = ΔР = 1 / A * Q = A * ΔР

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

Evaluación de la efectividad del trabajo para eliminar la absorción.

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

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

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

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

Para formular los requisitos para las propiedades reológicas de los fluidos de perforación cuando atraviesan formaciones absorbentes, consideraremos las curvas (figura 2.16) que reflejan la dependencia del esfuerzo cortante y la tasa de deformación de / df para algunos modelos de fluidos no newtonianos. La línea recta 1 corresponde al modelo de un medio viscoplástico, que se caracteriza por el esfuerzo cortante límite τ0. La curva 2 caracteriza el comportamiento de los fluidos pseudoplásticos, en los que la tasa de crecimiento de la tensión se ralentiza con un aumento en la tasa de cizallamiento y las curvas se aplanan. La línea 3 refleja las propiedades reológicas de un fluido viscoso (newtoniano). La curva 4 caracteriza el comportamiento de los fluidos viscoelásticos y dilatantes, en los que el esfuerzo cortante aumenta bruscamente al aumentar la velocidad de deformación. Los fluidos viscoelásticos, en particular, incluyen soluciones débiles de algunos polímeros (óxido de polietileno, goma guar, poliacrilamida, etc.) en agua, que exhiben la propiedad de reducir drásticamente (2-3 veces) la resistencia hidrodinámica durante el flujo de fluidos con alto Reynolds. números (efecto Toms). Al mismo tiempo, la viscosidad de estos fluidos a medida que se mueven a través de los canales absorbentes será alta debido a las altas tasas de cizallamiento en los canales. La perforación con lavado con fluidos de perforación aireados es una de las medidas radicales en un conjunto de medidas y métodos diseñados para prevenir y eliminar la pérdida de circulación al perforar pozos profundos. La aireación del fluido de perforación reduce la presión hidrostática, contribuyendo así a su retorno en cantidad suficiente a la superficie y, en consecuencia, a la limpieza normal del pozo, así como a la selección de muestras representativas de rocas permeables y fluidos de formación. Los indicadores técnicos y económicos cuando se perforan pozos con lavado de fondo de pozo con solución aireada son más altos en comparación con aquellos cuando se usa agua u otros fluidos de lavado como fluido de perforación. La calidad de penetración de las formaciones productivas también se mejora significativamente, especialmente en campos donde estas formaciones tienen presiones anormalmente bajas.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

3) no se utilizan tapones divisores de goma;

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

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

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

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

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

donde Rc es el radio de curvatura del tronco.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Tzag> T1 + T2 + T3 + 1.5 (T4 + T5 + T6) + 1.2T7 donde T1, T2, T3 son el tiempo empleado, respectivamente, para preparar, bombear y empujar la lechada de cemento al pozo; T4, T5, T6: el tiempo dedicado a levantar la cadena de tuberías de llenado hasta el punto donde se cortó el puente, sellar la boca y realizar el trabajo preparatorio para cortar el puente; Тт - tiempo dedicado a cortar el puente.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

w = aT ~ B .

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Como señalan AV Maramzin y AA Ryazanov, durante la transición del lavado de los pozos con agua salada al lavado con una solución de arcilla más viscosa, la intensidad de la destrucción del hielo disminuyó de 3,5 a 4 veces con la misma concentración de NaCl en ellos. Disminuyó aún más cuando el fluido de perforación fue tratado con coloides protectores (CMC, SSB |. También se confirmó el papel positivo de los aditivos para el fluido de perforación del glnopolvo de bentonita altamente coloidal y el hipano).

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

tienen una tasa de filtración baja:

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

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

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

ser hidrofóbico a la superficie del hielo.

Esquema general de perforación

Para la perforación de pozos de petróleo y gas, se utiliza un método exclusivamente rotativo. Con este método, el pozo se perfora, por así decirlo, con una broca giratoria. Las partículas de roca perforada son transportadas a la superficie por un chorro circulante de fluido de perforación. Dependiendo de la ubicación del motor, la perforación rotativa se divide en giratorio cuando el motor está en la superficie e impulsa la broca en el fondo del pozo a través de la rotación de toda la sarta de tubos de perforación y perforación de fondo de pozo (utilizando una turbina o un taladro eléctrico) cuando el motor se coloca cerca del fondo del orificio sobre la broca.

Proceso de perforación consta de las siguientes operaciones:

operaciones de disparo (bajar los tubos de perforación con una broca al pozo hasta el fondo y levantarlos con una broca gastada) y perforar correctamente: trabajo de la broca en el fondo (romper la roca con la broca).

Estas operaciones se interrumpen de forma intermitente para ejecutar la tubería de revestimiento en el pozo, que se utiliza para evitar que el pozo colapse y separe los horizontes petroleros.

Al mismo tiempo, durante el proceso de perforación, se llevan a cabo una serie de trabajos auxiliares;extracción de núcleos, preparación del lodo de perforación, registro, mediciones de la curvatura del pozo, pruebas o desarrollo de pozos para inducir la entrada de petróleo, etc.

El ciclo completo de construcción de un pozo consta de los siguientes procesos:

uno). Instalación de torre de perforación, equipo de perforación, disposición del sitio.

2). Proceso de perforación.

4). Apertura y separación de capas (corrida del revestimiento y cementación).

5) Pruebas de pozos para la entrada de petróleo o gas (desarrollo).

6). Equipo de desmontaje

El diagrama esquemático general de la ubicación del equipo de perforación en el pozo se muestra en la Fig. No. 1.

Equipo de perforación

Equipos de perforación.

La plataforma de perforación está diseñada para levantar y bajar la sarta de perforación y las tuberías de revestimiento al pozo, manteniendo la sarta de perforación suspendida durante la perforación, así como para colocar en ella un sistema de aparejos, tuberías de perforación y parte del equipo necesario para el proceso de perforación. .

Al perforar en busca de petróleo y gas, se utilizan torres de perforación de metal de tipo torre y mástil. Torres de mástil se utilizan con más frecuencia que las de torre. Son más fáciles y rápidos de instalar, pero las torres son más elevadas y más altas. Torre se utilizan con mayor frecuencia en pozos de exploración profundos y de mástil, en perforación de producción.

Los equipos de perforación vienen en varias capacidades y alturas. La práctica ha establecido que cuando se perforan pozos a una profundidad de 1200-1300 m, es recomendable utilizar torres de perforación con una altura de 28 m, pozos con una profundidad de 133-3500 m, con una altura de 41-42 m, pozos con una profundidad de más de 3500 m - con una altura de 53 my más.

Actualmente, las torres en forma de A del tipo de mástil son ampliamente utilizadas (ver Fig. No. 1). Consisten en dos columnas, conectadas en la parte superior del bloque de corona mediante lazos y unidas a las bisagras de soporte en la parte inferior. A cierta distancia de las bisagras, la torre tiene soportes rígidos: puntales.

Drawworks

Los malacates están diseñados para bajar y levantar una sarta de perforación, atornillar y desenroscar tuberías, bajar sartas de revestimiento, sujetar una sarta estacionaria sobre el peso o bajarla lentamente (alimentación) durante la perforación.

En algunos casos, los malacates se utilizan para transferir energía del motor al rotor, transportar cargas y otros trabajos auxiliares.

Los malacates están disponibles en varios tipos con diferentes diagramas y diseños cinemáticos.

Sistemas de viaje

El sistema de elevación (polea) de las plataformas de perforación está diseñado para convertir el movimiento giratorio del tambor del cabrestante en un movimiento de traslación (vertical) del gancho y reducir la carga en las ramas del cable.

Se pasa un cable de acero a través de las poleas de cable del bloque de la corona y el bloque de desplazamiento en un cierto orden, un extremo del cual ("muerto") se une a la viga del marco de la torre, y el otro, llamado la ejecución ( principal), al tambor del cabrestante.

De acuerdo con la capacidad de carga y el número de ramas de cuerda en el aparejo, los sistemas de aparejos se dividen en diferentes tamaños estándar. En equipos de perforación con una capacidad de elevación de 50-75 toneladas, se utiliza un sistema de desplazamiento con el número de poleas 2/3 y 3/4; en instalaciones con una capacidad de elevación de 100-300 t: un sistema de aparejos con el número de poleas 3 \ 4, 4 \ 5, 5 \ 6 y 6 \ 7. En la designación del sistema de herramientas, el primer número indica el número de poleas de cable en el bloque de desplazamiento y el segundo indica el número de poleas de cable del bloque de corona.

Bloque de corona es un bastidor sobre el que se montan ejes y soportes con poleas. A veces, el marco se realiza en una sola pieza con la parte superior de la torre.

Bloque de viaje es una carcasa soldada que alberga las poleas y los conjuntos de cojinetes. como en los bloques de corona.

Cuerdas de izar son cuerdas redondas de acero de seis hileras de una estructura de cuerda cruzada. Los hilos trenzados en una cuerda alrededor de un núcleo orgánico o metálico están hechos de acero con alto contenido de carbono y manganeso de alta resistencia con un número de alambres de 19 a 37. Teniendo en cuenta el lugar de unión del extremo móvil de la cuerda en En la dirección de enrollado en el tambor, se utilizan cables de acero para diestros con diámetros de 25 para los malacates., 28, 32, 35, 38 mm. Las cuerdas más comunes con núcleos orgánicos y plásticos con diámetros de 28 y 32 mm. A profundidades de más de 4000 m, se utilizan cuerdas con núcleo metálico, que tienen una mayor fuerza de rotura y una alta rigidez transversal, por lo que aumenta su resistencia al aplastamiento.

Ganchos de perforación y los bloques de gancho están diseñados para colgarse de ellos durante la perforación de la herramienta de perforación y los elevadores durante las operaciones de ida y vuelta.

Bloques de gancho (ganchos conectados al bloque móvil) tienen varias ventajas: menor altura total que el bloque móvil y el gancho combinados, diseño más compacto. Las desventajas incluyen su gran masa.

Los ganchos están disponibles con una capacidad de elevación de 75, 130, 200,225t (respectivamente, lo que permite una capacidad de elevación máxima a corto plazo de 110, 160, 250 y 300t).

La capacidad de elevación nominal de los bloques de gancho es de 75, 125 y 200 t (la capacidad máxima de elevación es de 100, 160 y 250 t).

Enlaces de perforación - Estos son los eslabones que conectan el gancho al elevador desde el cual se suspende la herramienta de perforación o la sarta de revestimiento. Capacidad de elevación de los eslabones: 25,50,75,125,200 y 300t. Las eslingas con una capacidad de elevación de 25, 50 y 75 t están destinadas a la reparación de pozos, pero también se pueden utilizar para equipos de perforación de la capacidad de elevación correspondiente.

Mecanismos y herramientas utilizados para la producción de operaciones de disparo.

El levantamiento y descenso de los tubos de perforación con el fin de reemplazar una broca desgastada consiste en las mismas operaciones repetitivas. Para la producción de operaciones de disparo, se utilizan equipos y herramientas especiales. Éstas incluyen: elevador, cuñas, llave circular, llaves de máquina ("arañas"), pinzas de perforación automáticas (ABK), pinza de cuña giratoria neumática(RCC).

Ascensor, diseñado para sujetar y sujetar la sarta de perforación o la sarta de revestimiento con peso durante las operaciones de disparo. Se utilizan elevadores de varios tipos, que difieren en tamaño según el diámetro de los tubos de perforación o revestimiento, la capacidad de carga, el diseño y el material para su fabricación.

Porciones para tubos de perforación se utilizan para suspender la herramienta de perforación en la mesa del rotor. Se insertan en el orificio cónico entre la tubería y las camisas del rotor. El uso de cuñas acelera las operaciones de disparo. Las cuñas de revestimiento se utilizan para ejecutar cadenas de revestimiento pesadas. Las cuñas se instalan en almohadillas especiales sobre el cabezal del pozo. Pinza de cuña giratoria neumática (RCC), está integrado en el rotor y está diseñado para subir y bajar las cuñas.

Se utilizan varias llaves para atornillar y desatornillar los tubos de perforación y revestimiento. Algunos de ellos están destinados al maquillaje, mientras que otros están destinados a sujetar y despegar las conexiones roscadas de la columna. Generalmente circular ligera las llaves para la preparación preliminar de tuberías están diseñados para cerraduras del mismo diámetro, y llaves de máquina pesada para sujetar y separar conexiones roscadas: para dos y, a veces, más tamaños de tubos de perforación y juntas de herramientas. La operación de fijación y desbloqueo de las conexiones roscadas se realiza con dos llaves de máquina: una llave (retardo) es fija y la segunda (atornillado o desprendimiento) es móvil. Las llaves están suspendidas horizontalmente y unidas a cuerdas de acero para facilitar el movimiento. El trabajo de elevación y descenso se facilita enormemente con el uso batería de la llave del taladro automático, instalado entre el cabrestante y el rotor (Fig. No. 2) Para evitar que la llave se deslice en la mordaza, inserte galletas con una muesca.

Equipo de perforación de pozos.

Al perforar de forma rotativa, es necesario que un movimiento de rotación y una carga se transmitan a la herramienta de rotura (broca), proporcionando suficiente presión en el intervalo a destruir. Además, las condiciones son necesarias para la eliminación de partículas de materia destruidas (roca). Por lo tanto, el pozo está equipado con un rotor, un pivote con una manguera de perforación, bombas de lodo y una columna de perforación. Si las brocas giran no desde la superficie de la tierra (por el rotor), sino directamente en la parte inferior, además del equipo listado, use turbodriladores o taladros eléctricos.

Rotor

Rotores (Fig. 2,3) están diseñados para transferir el movimiento rotatorio a la sarta de tubería de perforación durante la perforación, soportándola en peso durante operaciones auxiliares y de disparo circular. El rotor es una caja de engranajes que transmite la rotación de una sarta de tubería de perforación suspendida verticalmente desde un eje de transmisión horizontal. La velocidad del rotor se puede cambiar usando los engranajes del cabrestante o reemplazando las ruedas dentadas.

Según su finalidad, las brocas se clasifican en tres grupos:

uno). Cinceles que destruyen la roca con una cara continua.

2). Brocas que destruyen rocas con fondo anular (brocas de núcleo).

3). Cinceles para usos especiales (puntiagudos, cortantes, escariadores, fresas, etc.).

Tanto para la perforación continua como para la extracción de testigos, se han creado barrenas que permiten triturar la roca de acuerdo con cualquiera de los cuatro principios de acción enumerados anteriormente. Esto facilita la selección del tipo de barrena de acuerdo con las propiedades físicas y mecánicas de la roca dada.

En el proceso de perforación de un pozo de exploración, y en ocasiones de un pozo de producción, se muestrean periódicamente rocas en forma de pilares intactos (núcleos) para compilar una sección estratigráfica, estudiar las características litológicas de las rocas atravesadas, identificando el contenido de petróleo o gas en los poros de rocas permeables, etc.

Para extraer el núcleo a la superficie, se utilizan brocas especiales, llamadas de columna... Durante la perforación, el núcleo ingresa al interior de dicha broca y sube a la superficie en el momento adecuado.

Producido bits de núcleo dos tipos: con una almohadilla de tierra extraíble y sin una almohadilla de tierra extraíble. Al perforar con brocas sin una draga desmontable, para elevar el núcleo a la superficie, es necesario levantar toda la sarta de perforación. Cuando se trabaja con brocas con soporte de suelo extraíble, este último, con la ayuda de una cuerda especial, un pequeño cabrestante auxiliar y un receptor, se retira a la superficie sin levantar los tubos.

Sarta de perforación

Sarta de perforación consiste en Kelly, tubería de perforación, juntas de herramientas, subwoofers, collares de perforación, centralizadores de sartas de perforación.

Está destinado a los siguientes propósitos:

1) transmisión de rotación del rotor a la broca (para perforación rotativa);

2) suministro de fluido de lavado al turboperforador (para perforación con turbina), a la barrena y al fondo del pozo (para todos los métodos de perforación);

3) creando una carga en la broca;

4) elevación y descenso de cinceles, turbodriladores, taladros eléctricos;

5) trabajos auxiliares (ampliación y lavado del pozo, pesca, verificación de la profundidad del pozo, etc.).

Tubería líder(fig. nº 3) tiene una sección transversal cuadrada en la mayoría de los casos. El par del rotor se transmite al tubo principal a través de revestimientos insertados en el rotor. Para cada tamaño de tubería, se utilizan los revestimientos apropiados, lo que le permite moverse libremente a lo largo del eje del pozo.

Dado que en la práctica es la torre de perforación más común con una altura de 41 m, que permite tener velas de unos 25 m de largo, los tubos de perforación se fabrican en longitudes de 6,8 y 11,5 m. Por lo tanto, la vela se puede montar a partir de cuatro tubos de 6 m de largo cada uno, tres tubos de 8 m de largo cada uno o dos tubos de 11,5 m de largo.

Al ensamblar una vela a partir de tres tubos de perforación con una longitud de 8 m, se utilizan dos acoplamientos o un acoplamiento y un bloqueo. Dos tubos de perforación con una longitud de 11,5 m están conectados mediante juntas de perforación. Los tapones ensamblados también se atornillan mediante juntas de perforación.

Collares de taladro instalado encima de la broca (turbodrill, taladro eléctrico) para aumentar la rigidez de la parte inferior de la sarta de perforación. Su uso permite crear una carga en la broca con un conjunto corto de tuberías de pared gruesa interconectadas, lo que mejora las condiciones de trabajo de la sarta de perforación.

Subs están diseñados para conectar elementos de la sarta de perforación con diferentes tipos y tamaños de roscas.

Tubos de perforación de aleación ligera utilizado para reducir el peso de la sarta de perforación. Se atornillan con la ayuda de juntas de herramientas de diseño especial. El uso de tubos de perforación de aleación ligera permitió reducir el peso de las cuerdas en aproximadamente 2 veces.

Columna de producción.

Actualmente, las cuerdas de producción más comunes con diámetros de 127, 146 y 168 mm.

Para un descenso exitoso del revestimiento a la profundidad objetivo, así como la posterior cementación del pozo, el fondo del revestimiento está especialmente equipado con algunos detalles (Fig.13): tapón guía 1, zapata 2, boquilla de zapata 3, válvula de retención 4.

Un tapón guía de madera, cemento o hierro fundido,

En la boca de pozo de un pozo perforado, en el que son posibles las reventones, se instala un equipo de prevención de reventones, compuesto por un preventor de un tipo u otro (ram, universal, rotativo), equipo para el control remoto y manual del mismo, un sistema de tuberías con válvulas o válvulas de alta presión.

El preventor universal (fig. # 15) cierra herméticamente la boca del pozo en presencia de tuberías de varios diámetros y tipos.

Taponamiento de pozo (cementación).

La obturación de pozo tiene como finalidad obtener una sustancia obturadora sólida ubicada en el espacio anular, que a lo largo de toda su altura debe asegurar la separación y aislamiento de los horizontes productivos y zonas de complicaciones abiertas por el pozo (Fig. 12).

Dependiendo de las características específicas de la sección geológica y las condiciones de perforación, cementos ponderados (con una densidad de fluido de perforación de hasta 2,2 g / cm 3), fibrocementos (para reducir la profundidad de penetración de la lechada de cemento en formaciones altamente permeables), cementos de gel ( para el rejuntado de zonas de absorción de líquido de lavado), etc.

Unidades de lechada están destinados a la preparación (si no se utiliza una máquina mezcladora) y al bombeo de lechada de cemento al pozo y para bombearla al espacio anular. Estas unidades también se utilizan para pruebas de presión de la carcasa y otros trabajos auxiliares.

Máquina mezcladora es destinado a la preparación de las soluciones de los materiales en polvo.

Cabezales de lechada están destinados a bombear soluciones de relleno y exprimido durante el proceso de relleno, así como a la solución de lavado al lavar un pozo en el proceso de ejecución de la sarta y otras operaciones técnicas.

Tapones de llenado utilizado para tapar un pozo. El tapón superior está diseñado para evitar la penetración del fluido de perforación en la lechada de cemento cuando este último es forzado hacia el interior del anillo y para controlar la corrección de su inyección en el anillo, y el tapón inferior está diseñado para limpiar la superficie interna del anillo. revestimiento de los residuos de lechada de cemento.

Cuando se perforan pozos, se utiliza predominantemente el taponamiento de las sartas de revestimiento en una sola etapa.

La esencia de este método es la siguiente. Después de bajar la sarta de revestimiento, se atornilla un cabezal de obturación en la parte superior, se limpia el pozo y luego se bombea la cantidad estimada de solución de obturación.

Además, se libera un tapón de goma autosellante en el cabezal de obturación y se bombea una solución exprimible desde arriba. Tan pronto como el obturador se asienta sobre el anillo de empuje, la presión en la columna aumenta bruscamente. Un salto en la flecha del manómetro indicará que la lechada de lechada se ha exprimido completamente fuera del revestimiento hacia el espacio anular, es decir, al final del proceso de inyección.

Al aplicar lechada en pozos profundos, es necesario bombear un volumen bastante grande de lechada de lechada y líquido exprimidor en un tiempo muy limitado, determinado por el momento en que la lechada de cemento comienza a fraguar. En tales condiciones, se usa cementación en dos etapas: la lechada de cemento se bombea al revestimiento y se empuja hacia el interior del anillo en dos porciones. La primera parte se empuja detrás de la carcasa a través del zapato y la segunda a través de los orificios en el collar de fundición instalado en la carcasa a una distancia considerable del zapato.

Después de cementar en el pozo, los extremos superiores de las cuerdas de revestimiento se atan con un cabezal de revestimiento, que se conecta directamente a la tubería de revestimiento.

Cementando la columna las principales operaciones están terminando proceso de construcción de pozos. A esto le sigue el desarrollo y operación del pozo. La instalación y desmontaje de equipos de perforación, control de procesos y estudios geofísicos en el pozo, perforación de sartas, pruebas de formación y estimulación de afluencia, reacondicionamiento de pozos y liquidación de accidentes durante la perforación no se consideran en este manual de referencia.

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EDUCACIÓN PROFESIONAL

Yu.V. VADETSKY

PERFORACIÓN DE POZOS DE PETRÓLEO Y GAS

Libro de texto

Permitido

Ministerio de Educación de la Federación de Rusia

como libro de texto para instituciones educativas

educación vocacional primaria

Moscú

ACADEMA

2009

UDC 622.23 / .24 BBK33.131 V12

El autor está profundamente agradecido

Arte. Investigador de JSC "VNIIOENG" V.A. Ershova

para obtener ayuda en la preparación del manuscrito para su publicación

Revisor -

Investigador Jefe del Instituto de Problemas de Petróleo y Gas de la Academia de Ciencias de Rusia V. I. Igrevsky

Vadetsky Yu.V.

B12 Perforación de pozos de petróleo y gas: libro de texto para el comienzo. profe. educación / Yuri Vyacheslavovich Vadetsky. - M.: Centro Editorial "Academy", 2003. - 352s. ISBN 5-7695-1119-2

El libro de texto proporciona información breve sobre geología general y de yacimientos petrolíferos. Se describen los principios de desarrollo de los campos de petróleo y gas, así como los métodos de explotación de los pozos de petróleo y gas. Proporciona datos sobre plataformas de perforación y métodos de construcción.

Para estudiantes de educación vocacional primaria.

UDC 622.23 / .24 BBK33.131

© Vadetsky Yu.V., 2003

© Educational Publishing Center "Academy", 2003 ISBN 5-7695-1119-2

© Diseño. Centro editorial "Academia", 2003

Introducción

Capítulo 1 Breve información de la geología general y de yacimientos petrolíferos

1.1. Conceptos básicos de la estructura y composición de la corteza terrestre.

1.2. Arrugas y tipos de pliegues.

1.3. Las principales propiedades físicas y mecánicas de las rocas, que afectan el proceso de su destrucción durante la construcción del pozo.

1.4. Formación de petróleo y depósitos de petróleo.

1.5. Prospección, exploración y desarrollo de yacimientos

Capítulo 2 Información general sobre perforación de pozos y equipos utilizados para llevar a cabo este proceso

2.1. El concepto de pozo, clasificación y propósito de los pozos.

2.2. Diagrama de flujo de perforación rotatoria

2.3. Ciclo de construcción de pozos. Balance de tiempo del calendario y el concepto de velocidad de perforación

2.4. Equipos de perforación profunda

2.5. Equipos de perforación y equipos para bajar y levantar la sarta de perforación

2.6. Equipos y herramientas para la perforación de pozos

2.7. Medidas generales para la protección de la naturaleza y el medio ambiente durante la construcción de pozos

2.8. Disposiciones de estructuras y equipos terrestres.

2.9. Trabajos preparatorios para la perforación de un pozo.

Capítulo 3 Herramienta de corte de rocas

3.1. Propósito y clasificación de las herramientas de corte de rocas.

3.2. Cinceles de hoja para perforación continua de pozos

3.3. Brocas cónicas de rodillo para perforación continua de fondo

3.4. Brocas de diamante reforzadas con inserciones de diamante policristalino sintético

3.5. Carcasas para perforación de núcleos (dispositivos de extracción de núcleos) y cabezales de perforación para ellos

3.6. Cinceles para fines especiales

Capítulo 4 Sarta de perforación

4.1. Provisiones generales

4.2. Diseño de elementos de cadena de perforación

4.3. Condiciones de trabajo de las sartas de tubería de perforación

4.4. Terminación y operación de la sarta de perforación

Capítulo 5 Tecnología de limpieza de pozos y fluidos de perforación

5.1. Provisiones generales

5.2. Fluidos de perforación a base de agua

5.3. Usar agua como líquido de lavado

5.4. Fluidos de perforación a base de aceite (rno)

5.5. Perforación de pozo con limpieza de fondo de pozo con aire o gas. Espumas y fluidos de lavado aireados

5.6. Equipo para preparación y limpieza de fluidos de perforación

5.7. Elección del tipo de fluido de perforación

5.8. Formas de organización de la industria de la arcilla.

Capítulo 6 Complicaciones en el proceso de perforación de pozos

6.1. Provisiones generales

6.2. Complicaciones que causan daños a la integridad de las paredes del pozo.

6.3. Prevención y control de la pérdida de circulación.

6.4. Prevención y control de manifestaciones de gas, petróleo y agua

6.5. Características de la perforación de pozos en condiciones de agresión por sulfuro de hidrógeno.

6.6. Complicaciones al perforar pozos en permafrost

Capítulo 7 Modo de perforación

7.1. Provisiones generales

7.2. Influencia de los parámetros del modo de perforación en los indicadores cuantitativos y cualitativos de perforación.

7.3. Elegir un método de perforación

7.4. Características del modo de perforación rotatoria

7.5. Características del modo de perforación de turbina.

7.6. Características del modo de perforación con motores de fondo de pozo de tornillo (desplazamiento positivo)

7.7. Características del modo de perforación con taladros eléctricos.

7.8. Características del modo de perforación con brocas de diamante.

7,9. Control de los parámetros del modo de perforación

7.10. Alimentación de herramientas

Capítulo 8 Doblado de pozos y perforación de pozos desviados

8.1. Hacer frente a las desviaciones en pozos verticales

8.2. Perforación direccional

8.3. Perforación de pozos en racimo

8.4. Perforación de pozos multilaterales (multilaterales), ramificados horizontalmente y horizontales

Capítulo 9 Apertura y prueba de horizontes productivos (estratos) en el proceso de perforación de pozos

9.1. Apertura de horizontes productivos (capas)

9.2. Muestreo y prueba de horizontes productivos (formaciones) durante la perforación

Capítulo 10 Revestimiento de pozo

10.1. Provisiones generales

10.2. Bien diseño

10.3. Caja

10.4. Dispositivos y accesorios para equipar sartas de tripa

10.5. Ejecutar la carcasa en el pozo

10.6. Bien cementado

10,7. Materiales y equipos de cementación para cementación de pozos

10,8. Trabajos preparatorios y proceso de cementación

10,9. Trabajo final y comprobación de resultados de cementación.

Capítulo 11 Desarrollo y prueba de pozos

11.1. Apertura de horizontes productivos (capas) después de ejecutar y cementar la tubería de producción.

11.2. Desarrollo y prueba de horizontes productivos (estratos) después de ejecutar y cementar la tubería de producción.

Capítulo 12 Accidentes de perforación

12.1. Tipos de accidentes, sus causas y medidas preventivas

12.2. Eliminación de palos

12.4. Organización del trabajo en caso de accidente

Capítulo 13 Características de la perforación de pozos marinos

13.1. Provisiones generales

13.2. Equipo de boca de pozo submarino

13.3. Algunas características de la perforación de pozos de petróleo y gas en alta mar

13.4. Mantenimiento de obras en el mar

Bibliografía

INTRODUCCIÓN

La perforación de pozos de petróleo o gas es un proceso difícil y, en algunos casos, peligroso. La perforación de pozos de petróleo o gas solo se puede llevar a cabo con éxito si se siguen estrictamente una serie de reglas y regulaciones. Hay muchas reglas y regulaciones de este tipo, y todas están establecidas en este libro de texto, pero entre esta variedad están las principales (solo hay siete) que deben recordarse y seguirse. Su implementación garantiza el éxito.

Disposiciones clave para asegurar una colocación exitosa del pozo.

1. Todos los miembros del equipo de perforación, especialmente los perforadores, deben conocer bien el trabajo geológico y técnico (GTP), las peculiaridades de la perforación en el área, la sección geológica (intervalos) del pozo. Se debe prestar especial atención a los intervalos en los que es posible que surjan complicaciones. Se toman las precauciones necesarias al acercarse a tales intervalos.

2. El equipo del equipo de perforación, especialmente su vínculo principal, el reloj, debe ser amigable y estar bien unido. Si el reloj incluye a una persona que, por algún motivo, no es compatible con el resto del equipo, es mejor trasladarlo a otro reloj, una brigada.

El proceso de perforación no siempre es tranquilo e inofensivo, son posibles situaciones extremas (accidentes, emisiones de gases, incendios, etc.), en las que se requiere habilidad, compostura, coraje y dedicación por parte del equipo de perforación (vigilancia). En estas circunstancias, la relación entre los miembros del equipo puede jugar un papel crucial.

3. Todos los miembros del equipo de perforación, especialmente los perforadores, deben ser profesionales en su campo. La profesionalidad en la perforación se logra a través de la formación y el desarrollo profesional constantes.

4. El proceso de perforación es en gran parte conservador. Consiste en una secuencia de operaciones, a menudo repetidas, que necesariamente se realizan en un orden específico. La desviación de esta regla en la mayoría de los casos conduce a complicaciones o accidentes. A este respecto, un reloj de perforación puede compararse con la tripulación de un avión, cuando la más mínima desviación de las reglas conduce al desastre.

5. Se requiere que todos los miembros del equipo mantengan la disciplina durante el proceso de construcción del pozo. La menor laxitud, la apariencia en el trabajo borracho o después de un día tormentoso pasado el día anterior está plagado de graves consecuencias. La pérdida o la torpeza de la vigilancia a menudo conduce a accidentes, incluidas muertes. Toda desviación de las normas generalmente aceptadas no debe pasar desapercibida.

6. Cada miembro del equipo de perforación debe observar estrictamente las reglas de seguridad, poder brindar primeros auxilios a la persona lesionada y ser plenamente consciente de sus responsabilidades en caso de escape de gas, incendio y otras situaciones extremas. La tarea del capataz de perforación es realizar ejercicios constantemente y llevar las acciones de los miembros del equipo de perforación en estas situaciones al automatismo completo.

7. Cada miembro del equipo de perforación solo debe hacer lo prescrito por la descripción del trabajo. Todas las demás acciones se realizan únicamente por orden del perforador (perforador).

Breve información de la historia del desarrollo de equipos y tecnología de operaciones de perforación. Es difícil establecer en qué milenio antes de Cristo las personas comenzaron a usar aceite, pero es obvio que esto sucedió en tiempos muy antiguos. En un principio, el aceite se utilizó como remedio contra una amplia variedad de enfermedades: lepra, inflamación de los ojos, etc. En la antigüedad, el aceite también fue de gran importancia como material de iluminación.

Bajo el sistema esclavo, el área de aplicación de aceite y betún natural se expandió significativamente. Ya se usaban no solo como remedio y material de iluminación, sino también para fines de construcción. En la construcción de muros, el betún se utilizó ampliamente en una mezcla con ladrillos cocidos y guijarros. La expansión del alcance del uso del petróleo en la era del sistema esclavista condujo a una mejora en la técnica de su extracción. El método utilizado anteriormente para recolectar petróleo en los lugares de su salida a la superficie de la tierra ya no podía satisfacer sus necesidades. Surgió un método de extracción de petróleo (o excavación). Los kopanks eran pozos poco profundos (de hasta 2 m de profundidad), en los que se insertaba una cerca para proteger las paredes del colapso. En el fondo de la piragua, el aceite se acumuló y se filtró a través del suelo. El petróleo se extraía de los vertederos de vez en cuando, a medida que se acumulaba.

Los grandes descubrimientos geográficos y el florecimiento de las relaciones comerciales bajo el sistema feudal contribuyeron significativamente al crecimiento de varias industrias, incluida la industria petrolera. La mayor demanda de petróleo ha llevado al desarrollo de nuevas tecnologías para su extracción. El antiguo método de excavación de pozos ya no podía satisfacer las necesidades de petróleo de la nueva sociedad. Apareció el método de producción de petróleo por pozo, más perfecto y más rentable que el método de excavación, ya que permitía explotar capas productivas más profundas y aumentar la producción de petróleo.

La abolición de la servidumbre eliminó los obstáculos al desarrollo industrial de la Rusia servidumbre feudal. Durante este período, el papel de la industria petrolera en el desarrollo industrial general del país aumentó significativamente. Para las fábricas, las fábricas, el transporte por ferrocarril y por agua, se necesitaba combustible, principalmente carbón y petróleo. El método del pozo ya no podía satisfacer las necesidades de una sociedad con un nuevo orden económico y político. Lo que se necesitaba era un método más perfecto para destruir rocas y, con él, una nueva forma de elevar el petróleo a la superficie de la tierra. La perforación de pozos era uno de esos métodos.

Se cree que Edwin Drake perforó el primer pozo de petróleo comercial en 1859 en Pensilvania (EE. UU.). La perforación de pozos comenzó en Rusia aproximadamente al mismo tiempo. Los primeros pozos de petróleo se perforaron con un método ineficaz de varilla giratoria manual. Pronto pasaron a la perforación de pozos de petróleo con el método de percusión manual con varilla de bombeo, que se había utilizado durante mucho tiempo para perforar pozos en busca de salmueras y agua.

El método de taladrar en varillas de hierro con una herramienta de caída libre (varilla de percusión) se ha generalizado en los campos petrolíferos de Azerbaiyán. El método de perforación con cuerda de percusión se generalizó en la región petrolera de Grozny.

La transición del método manual de perforación de pozos al método mecánico llevó a la necesidad de abordar una serie de cuestiones de mecanización de las operaciones de perforación. Los ingenieros de minas rusos G. D. Romanovsky (1825-1906) y S. G. Voislav (1850-1904) hicieron una contribución importante a este asunto. A medida que aumentaba la profundidad de los pozos de petróleo, que en 1900 había alcanzado unos 300 m, las desventajas del método de perforación por percusión eran cada vez más notorias.

La perforación de depósitos de petróleo profundos requirió la mejora de las técnicas de perforación de pozos. Para la perforación por percusión, la broca es de 1 min. realizado de 26 a 40 caídas y cada 2 horas era necesario levantar la herramienta de perforación para limpiar el fondo de la roca perforada. Las paredes del pozo se derrumbaron, por lo que hubo que reforzarlas con 12 ... 14 columnas. Se gastó una gran cantidad de metal en esto: más de 0,5 toneladas por cada metro de penetración. La tasa de penetración durante la perforación por percusión fue insignificante. En tiempos prerrevolucionarios en la perforación de varillas, no era más de 34.6 m / st.-mes (metro por plataforma-mes) con una profundidad promedio de pozo de 300 ... 400 m, y en Grozny alcanzó los 90 m / st .-mes con promedio la profundidad de los pozos es de 600 m, se reemplazó el método de percusión por perforación rotatoria, con lo cual se eliminaron estas desventajas. Durante la perforación rotatoria, se perforan ambos pozos y la roca perforada se lleva a la superficie con la ayuda de lodo de perforación (la eliminación de los recortes mediante una corriente de agua circulante fue inventada en 1848 por el ingeniero francés Fauvelle). Desde 1901, cuando por primera vez en los Estados Unidos se utilizó la perforación rotatoria con lavado de fondo de pozo con un flujo de fluido circulante, se inició un período de desarrollo y mejora del método de perforación rotatoria. En Rusia, el primer pozo con una profundidad de 345 m fue perforado por el método rotatorio en 1902 en la región de Grozny.

Uno de los problemas más difíciles que se encontraron al perforar pozos, especialmente con el método rotatorio, fue el problema de sellar el espacio anular entre las tuberías de revestimiento y las paredes del pozo. Este problema fue resuelto por el ingeniero ruso A. A. Bogushevsky, quien patentó en 1906 un método para bombear lechada de cemento a la carcasa con su posterior desplazamiento a través de la parte inferior (zapata) de la carcasa hacia el interior del anillo. El método de Bogushevsky se extendió rápidamente no solo en Rusia, sino también en el extranjero. Sin embargo, esto no impidió que el ingeniero estadounidense Perkins en 1918 obtuviera una patente para un método para cementar pozos, repitiendo la invención del ingeniero A.A. Bogushevsky.

Junto con la solución exitosa de los problemas prácticos de la tecnología de perforación, los científicos e ingenieros de nuestro país prestaron mucha atención al desarrollo de la teoría. El "Gorny Zhurnal", publicado desde 1825, jugó un papel importante en el desarrollo de la tecnología petrolera. La revista publicó los trabajos de los mayores especialistas en petróleo de la época: GD Romanovsky, S. Gulishambarov, A. Vasiliev, NA Sokolovsky, I. A. Time y otros Desde 1899, la revista "Oil Business" comenzó a publicarse en Bakú.

En 1904-1911. Se publicó una obra clásica en cuatro volúmenes de uno de los más grandes ingenieros de minas rusos de Glushkov, "Una guía para la perforación de pozos", que durante mucho tiempo fue el libro de referencia de todos los petroleros.

Durante la Primera Guerra Mundial y la Guerra Civil que la siguió, la industria petrolera rusa cayó en decadencia. La restauración de la industria petrolera comenzó inmediatamente después de la liberación de las regiones petroleras de los intervencionistas y la Guardia Blanca.

Desde 1924, comenzó la reconstrucción técnica de la perforación de pozos en la industria petrolera de la URSS. Los caminos más importantes de esta reconstrucción fueron los siguientes:

sustitución de la perforación por percusión por perforación rotatoria;

el uso de energía eléctrica en lugar de vapor es el más económico.

Durante los planes quinquenales anteriores a la guerra, la industria del petróleo y el gas se desarrolló a un ritmo acelerado. De 1928 a 1940, la producción de petróleo aumentó de 11,625 mil toneladas a 31,121 mil toneladas y la perforación de petróleo y gas de 362 mil metros a 1947 mil metros.

Durante la Gran Guerra Patria, los perforadores de petróleo mostraron ejemplos de heroísmo en su trabajo, organizando la exploración y producción de petróleo y gas en las regiones orientales del país bajo difíciles condiciones de guerra. Este período se caracteriza por un aumento en la participación de la perforación de exploración del 23% del metraje total en 1940 al 42% en 1945, y la participación de las regiones orientales en el metraje total en la URSS del 21,8% en 1940 al 52,5%. en 1944 y 45% en 1945.

El desarrollo de la perforación de pozos de petróleo y gas en la URSS fue determinado en gran medida por el motor hidráulico de fondo de pozo, un turbodrill, inventado en 1923 por M. A. Kapelyushnikov, S. M. Volokh y N. A. Korneev.

En 1923, se perforó el primer pozo del mundo en Azerbaiyán utilizando un turbodrill de una sola etapa, que se denominó turbodrill de Kapelyushnikov. Los turbodrillos de Kapelyushnikov no se usaron ampliamente, ya que con una turbina de una sola etapa, el líquido fluía a lo largo de sus palas a una velocidad de 50 ... 70 m / s. Una velocidad de movimiento tan alta del fluido que transporta partículas abrasivas de las formaciones que se están perforando dio como resultado un disparo extremadamente rápido de las palas de la turbina. Además, el turbodrill Kapelyushnikov tenía una potencia muy baja y una baja eficiencia (29 ... 30%). La potencia de los turbodriladores de Kapelyushnikov era de solo 3,5 ... 11,0 kW.

En 1934, un grupo de ingenieros encabezado por P.P. Shumilov propuso un nuevo turbodrill, que era fundamentalmente diferente del turbodrill de Kapelyushnikov. Se proporcionó una turbina multietapa especialmente diseñada, el número de etapas en las que alcanzó 100 ... 150 piezas. Esto hizo posible aumentar la potencia del turbodrill y reducir la velocidad de rotación de la turbina a 8,3 ... 11,7 r / s, eliminando así la necesidad de una caja de cambios.

Los primeros experimentos de perforación con turbodrill multietapa, realizados en 1935-1936, confirmaron todas las ventajas del nuevo diseño. El trabajo adicional en la creación de un turboperforador para la perforación de pozos se llevó a cabo principalmente en la dirección de mejorar el diseño. Este trabajo terminó en 1939-1940. la creación de un turbodrill de tipo industrial.

Desde 1944, el método de perforación con turbina se ha utilizado ampliamente en la mayoría de las regiones petroleras. En los años de la posguerra, la perforación con turbinas se convirtió en uno de los principales tipos de perforación en la Unión Soviética.

El diseño de turbodrills se mejora constantemente. Se están desarrollando nuevos tipos de motores hidráulicos de fondo de pozo. Entonces, en la segunda mitad de la década de 1960. Se desarrolló un motor de fondo de pozo de tornillo (desplazamiento positivo), que todavía se usa ampliamente en la actualidad.

En 1937-1938. un grupo de ingenieros encabezado por A.P. Ostrovsky desarrolló el diseño de un motor de fondo de pozo de tipo no hidráulico: un taladro eléctrico. En 1940, se llevaron a cabo las primeras pruebas en los campos petroleros de Azerbaiyán, que mostraron la viabilidad de su uso en la perforación de pozos. Posteriormente, se mejoró significativamente el diseño del taladro eléctrico, lo que permitió su uso exitoso en algunas regiones del país.

Los años de la posguerra estuvieron marcados por un aumento significativo de la penetración, una mejora en el diseño de los equipos de perforación, un aumento en la potencia motriz de las plataformas de perforación, una mejora adicional en la tecnología de los pozos de perforación, etc.

A pesar de que en la actualidad en nuestro país más del 90% del volumen total de perforación se realiza con motores de fondo de pozo, el potencial de la perforación rotatoria está lejos de agotarse, como lo demuestra la experiencia extranjera.

Durante siglo y medio, la humanidad ha estado perforando pozos de petróleo y gas. Se alcanzó la profundidad máxima del pozo: más de 12.000 m (Federación de Rusia, pozo superprofundo de Kola). Esto atestigua las enormes dificultades técnicas que tenemos que afrontar a medida que nos adentramos en las entrañas de la Tierra. La técnica y tecnología de perforación descrita en este libro de texto permitirá alcanzar profundidades de 15000 ... 16000 m, lo que se realizará en las próximas décadas.

Terminología. Al estudiar este libro de texto, el lector se encontrará con una serie de conceptos (términos) que se encuentran únicamente en la producción de pozos de perforación. No hay tantos conceptos de este tipo, pero es necesario conocerlos y, lo que es más importante, comprender su significado. Los principales de estos términos se dan a continuación.

La perforación es el proceso de formación de una mina que trabaja, predominantemente de sección transversal circular, mediante la destrucción de rocas principalmente con una herramienta de perforación (menos a menudo por métodos térmicos, hidroerosión, explosivos y otros) con la eliminación de productos de destrucción.

Un pozo (petróleo, gas, agua, etc.) es una estructura, predominantemente de sección transversal circular, formada por perforación y revestimiento y caracterizada por un área de sección transversal relativamente pequeña en comparación con el tamaño de la superficie lateral y un posición predeterminada en el espacio.

Herramienta de perforación es el nombre general para los mecanismos y dispositivos utilizados en la perforación de pozos y la eliminación de accidentes que ocurren en los pozos.

El método de perforación por percusión es un método para construir pozos mediante la destrucción de rocas debido a los impactos de una herramienta de corte de rocas en el fondo (fondo) del pozo.

La perforación rotatoria es un método para construir pozos mediante la destrucción de rocas debido a la rotación de una herramienta de corte de rocas (cincel, broca) presionada contra el fondo.

Fluido de perforación (fluido de lavado) es el nombre tecnológico de un complejo sistema de suspensión de múltiples componentes dispersos y fluidos aireados que se utilizan al lavar pozos durante la perforación.

Tuberías de revestimiento: tuberías destinadas al revestimiento de pozos, así como a aislar horizontes productivos durante la operación de un yacimiento de petróleo (gas) (horizonte).

Cadena de revestimiento: una cadena que consta de tubos de revestimiento atornillados (soldados) secuencialmente.

Espacio anular: el espacio entre las paredes del pozo (revestimiento) y las paredes exteriores de la sarta de perforación, formado durante la perforación.

Perforación de exploración: perforación de pozos para la exploración de campos de petróleo (gas). Se incluye en el complejo de obras que permite evaluar el valor industrial del campo de petróleo (gas), identificado en la etapa de prospección, y prepararlo para su desarrollo.

Perforación de producción: perforación de pozos para el desarrollo de un campo de petróleo (gas).

Turbodrill es un motor hidráulico de fondo de pozo diseñado para perforar pozos en diversas condiciones geológicas.

Método de perforación con turbina: perforación de pozos utilizando turbodrills.

Un taladro eléctrico es una máquina perforadora accionada por energía eléctrica que imparte movimiento rotatorio a una herramienta para romper rocas.

Cementación de pozos (taponamiento): inyección de lechada de cemento en el espacio anular entre las paredes del pozo y el revestimiento.

La sarta de perforación es un eje hueco escalonado que conecta una broca (herramienta de corte de rocas) al equipo de superficie (plataforma de perforación) mientras se perfora un pozo.

Tapón de perforación: parte de la sarta de perforación, de una pieza durante las operaciones de disparo; consta de dos, tres o cuatro tubos de perforación atornillados entre sí.

Una plataforma de perforación es un complejo de máquinas y mecanismos diseñados para perforar y revestir pozos.

Equipo de perforación: una estructura instalada sobre un pozo para bajar y levantar herramientas de perforación, motores de fondo de pozo y tuberías de revestimiento.

Drawworks: un mecanismo diseñado para bajar y levantar una serie de tubos de perforación, alimentar una broca al fondo del pozo, bajar la tubería de revestimiento y transferir energía al rotor.

El sistema de elevación (polea) de las plataformas de perforación es una serie de mecanismos (bloque de corona, bloque de desplazamiento, gancho o bloque de gancho) que convierten el movimiento de rotación del tambor del cabrestante en un movimiento de traslación (vertical) del gancho.

El rotor es un mecanismo diseñado para transferir la rotación a la sarta de perforación durante la perforación, para mantener su peso durante las operaciones de disparo y auxiliares.

Giratorio: mecanismo que hace girar una sarta de perforación suspendida de un gancho y alimenta el fluido de perforación a través de ella.

La bomba de lodo es una máquina hidráulica para bombear fluido de perforación en un pozo.

Plataforma de perforación: una plataforma para perforar en áreas de agua con el propósito de explorar o explotar recursos minerales debajo del lecho marino.

La propulsión de una plataforma de perforación es un conjunto de máquinas y mecanismos diseñados para convertir energía eléctrica o energía combustible en energía mecánica.

Tamiz vibratorio (tamiz vibratorio): mecanismo para limpiar el lodo de perforación (fluido de lavado) de los recortes y otras impurezas mecánicas.

Productos químicos: varios productos químicos diseñados para regular las propiedades de los fluidos de perforación (fluido de lavado).

Kelly: un tubo generalmente cuadrado que se coloca en la parte superior de la sarta de perforación y transfiere la rotación del rotor a ella.

Un pozo Kelly es un pozo poco profundo construido adyacente al rotor y diseñado para bajar el Kelly durante la extensión de la tubería de perforación durante períodos de no perforación.

Broca de cono de rodillo: un mecanismo que consta de conos esféricos o cilíndricos montados sobre cojinetes rodantes o deslizantes (o su combinación) en los muñones de las secciones de la broca.

Broca de hoja: un cuerpo con una rosca de conexión, al que se sueldan tres o más hojas.

Los tubos de perforación son la parte principal de la sarta de perforación. Los tubos de perforación están hechos de acero al carbono sin costura o acero aleado.

Juntas de perforación (juntas de tubería de perforación): un elemento de conexión de las tuberías de perforación para atornillarlas en la sarta. La articulación de la herramienta consta de una boquilla y un collar fijados en los extremos del tubo de perforación.

Los collares de perforación (collares) son tuberías diseñadas para cargar la herramienta de corte de rocas y aumentar la rigidez del fondo de la sarta de perforación.

El indicador de masa (peso) es un dispositivo con el que se determina la carga axial en la broca durante la perforación. Este dispositivo también determina la carga que actúa sobre el gancho del sistema de aparejos.

Los anteriores son solo los términos básicos que se utilizan comúnmente en la perforación de petróleo y gas. Cualquiera en cualquier nivel que esté involucrado en la perforación de petróleo y gas debe dominar esta terminología.

CAPÍTULO 1 BREVE INFORMACIÓN DE LA GEOLOGÍA GENERAL Y DEL PETRÓLEO

1.1 Conceptos básicos de la estructura y composición de la corteza terrestre

La tierra está formada por capas concéntricas (geosfera): la exterior o corteza terrestre, la intermedia o manto y el núcleo. El límite entre la corteza terrestre y el manto es la superficie de Mohorovichich, que se encuentra a una profundidad de 30 ... 70 km en el continente y 5 ... 10 km bajo el fondo del océano. El límite entre el manto y el núcleo se encuentra a una profundidad de 2900 km. El núcleo, con un radio de 3400 km, está ubicado en el centro de la Tierra. Se cree que el núcleo está compuesto principalmente de hierro y níquel. La densidad de la sustancia que contiene es de 6 ... 11 g / cm 3, y la presión en el centro mismo de la Tierra es de 4263000 kg / cm 2.

La corteza terrestre no se ha estudiado completamente. Se cree que su capa inferior es una capa de basalto. La gruesa alfombra de basalto es el lecho sobre el que descansa la capa de granito, cubierta con una capa de rocas sedimentarias. Sin embargo, la corteza terrestre no tiene en todas partes una estructura de tres niveles. Por ejemplo, el fondo del océano está compuesto de basura basáltica y una capa muy fina de roca sedimentaria. Y los granitos en algunos lugares salen directamente a la superficie.

La corteza terrestre está compuesta por una variedad de rocas, que consisten en minerales. Por origen, las rocas se dividen en tres grupos principales: ígneas, sedimentarias y metamórficas.

Las rocas ígneas se forman a partir de magma Magma, la sustancia de la Tierra, que se encuentra en estado fundido. cuando se solidifica a una cierta profundidad (rocas profundas o intrusivas) o cuando fluye hacia la superficie en forma de lava (rocas que se han derramado, o efusivas). La mayoría de estas rocas son cristalinas; Se encuentran en la corteza terrestre, por regla general, no en capas, sino en forma de cuerpos de forma irregular.

Las rocas sedimentarias se forman a partir de los productos de la destrucción de rocas preexistentes depositadas en cuencas de agua o en la superficie terrestre en forma de precipitación mecánica y química; este grupo también incluye rocas sedimentarias formadas a partir de productos de desecho de organismos (sedimentos orgánicos). Las rocas sedimentarias generalmente se encuentran en capas en la corteza terrestre.

Las rocas metamórficas se forman a partir de rocas ígneas o sedimentarias que han estado expuestas a altas presiones y temperaturas en las entrañas de la corteza terrestre. En la mayoría de los casos, estas rocas difieren en capas y estructura cristalina.

En la corteza terrestre, las rocas ígneas ocupan el 95%. Todas las rocas sedimentarias y metamórficas representan solo el 5%. Sin embargo, nos interesan las rocas sedimentarias, ya que los depósitos de petróleo y gas se limitan a estas últimas. plataforma petrolera

1.2 Plegado y tipos de pliegues

Inicialmente, las rocas sedimentarias se depositaron en capas horizontales llamadas estratos. Más tarde, como resultado de la construcción de montañas, es decir, Los pliegues se formaron bajo la presión de fuerzas laterales y verticales que aplastaron las capas horizontales. A veces se producían fracturas de capas, las más viejas avanzaban sobre las más jóvenes e incluso salían a la superficie. La formación de pliegues, roturas y otras irregularidades en el relieve, fenómenos volcánicos, terremotos y otras manifestaciones de la vida interior de la Tierra se denominan movimientos tectónicos.

Hay muchos fenómenos físicos que podrían provocar un movimiento tectónico. La conocida movilidad de sustancias en las entrañas de la Tierra hasta una profundidad de 800 ... 1000 km debe considerarse un hecho establecido. Las razones de esto son una variedad de procesos físicos y químicos que tienen lugar en la Tierra. Estos procesos deben considerarse interrelacionados, teniendo en cuenta su desarrollo histórico.

Considere varias formas de pliegues en la corteza terrestre. Los pliegues convexos hacia arriba se denominan anticlinales y los que son convexos hacia abajo se denominan sinclinales. La parte más elevada del anticlinal se llama arco, las partes laterales se llaman alas (Fig. 1.1, a).

Si se produce una fractura con la formación de una grieta, a lo largo de la cual las capas se mueven en las direcciones vertical e inclinada entre sí (Fig. 1.1, b), y al mismo tiempo una parte del pliegue desciende y la otra permanece en el mismo lugar, entonces se forma una falla. Si una parte del pliegue se eleva y se superpone ligeramente a la otra, se forma una elevación.

Los principales elementos que caracterizan a la ropa de cama son: el baño, la inclinación, el baño y el golpe.

El buzamiento de los estratos es la inclinación de las capas de la corteza terrestre hacia el horizonte. El ángulo más grande (a) formado por la superficie de la formación con el plano horizontal se llama ángulo de incidencia de la formación (Fig. 1.1, c). La línea que se encuentra en el plano de la formación y perpendicular a la dirección de su caída se llama rumbo de la formación.

La superficie superior del estrato (el límite con el estrato suprayacente) se llama la parte superior y la parte inferior se llama la parte inferior. La distancia entre la parte superior e inferior se llama espesor de formación.

1.3 Propiedades físicas y mecánicas básicas de las rocas que afectan el proceso de su destrucción durante la construcción del pozo

Las principales propiedades físicas y mecánicas de las rocas que afectan el proceso de su destrucción durante la construcción del pozo son la elasticidad y plasticidad, dureza, abrasividad y continuidad.

Propiedades elásticas de las rocas. Todas las rocas bajo la influencia de cargas externas sufren deformaciones que desaparecen después de la remoción de la carga o permanecen. Las primeras se denominan deformaciones elásticas y las segundas se denominan deformaciones plásticas. La mayoría de los minerales formadores de rocas son cuerpos elásticos y frágiles, es decir, obedecen la ley de Hooke y colapsan cuando las tensiones alcanzan el límite elástico. Con un simple estiramiento o compresión de un cuerpo elástico, el alargamiento o compresión relativa es proporcional a la tensión normal:

donde E es el módulo de Young; e - deformación.

Las rocas son cuerpos elásticamente frágiles y obedecen la ley de Hooke solo cuando se aplica una carga dinámicamente. Las propiedades elásticas de las rocas se caracterizan por el módulo de elasticidad (módulo de Young) E y la relación de Poisson p, (q = e x / e i donde ex es la deformación transversal; Ј y es la deformación longitudinal). El módulo de elasticidad de las rocas depende de su composición mineralógica, el tipo de carga y la magnitud de la carga aplicada, la estructura, textura y profundidad del lecho de rocas, la composición y estructura de la sustancia cementante en rocas clásticas, el grado de humedad, contenido de arena y contenido de carbonatos de las rocas.

La proporción de Poisson para la mayoría de las rocas y minerales está en el rango de 0.2 ... 0.4, y solo para el cuarzo es anormalmente baja, alrededor de 0.07, lo que se debe a las peculiaridades de la estructura de su red cristalina.

Propiedades plásticas de las rocas (plasticidad). La destrucción de algunas rocas está precedida por la deformación plástica, que comienza cuando la tensión en la roca excede el límite elástico. La plasticidad depende de la composición mineralógica de las rocas y disminuye con el aumento del contenido de cuarzo, feldespato y algunos otros minerales. Las arcillas y rocas que contienen sales tienen altas propiedades plásticas. En determinadas condiciones, algunas rocas son propensas a deslizarse. La fluencia se manifiesta en el crecimiento constante de la deformación con un esfuerzo constante. Las arcillas, lutitas, rocas saladas, lutitas y algunas variedades de calizas se caracterizan por una fluencia significativa.

La dureza de las rocas. La dureza de una roca se entiende como su capacidad para resistir la penetración (penetración) de una herramienta de corte de rocas.

En geología, la escala de dureza de los minerales de Mohs está muy extendida, según la cual la dureza condicional de los minerales está determinada por el método de raspado. Esta escala se basa en la dureza de los minerales más comunes en la roca, y a los menos duros se les asignan números más bajos:

1 - talco;

2 - yeso o sal gema;

3 - espato de cal o calcita;

4 - espato flúor;

5 - apatita;

6 - feldespato;

7 - cuarzo;

8 - topacio;

9 - corindón; 10 - diamante.

Con base en numerosos estudios, L.A. Shreiner propuso una clasificación de rocas que se diferencia de la escala de dureza de Mohs en que toma en cuenta de manera más completa las principales propiedades físicas y mecánicas de las rocas que afectan el proceso de perforación (Tabla 1.1).

El grupo I incluye rocas que no dan una destrucción frágil general (arenas débilmente cementadas, margas, calizas de concha, margas, arcillas con frecuentes capas intermedias de areniscas, margas, etc.). El grupo II incluye rocas elastoplásticas (lutitas, calizas dolomitizadas, anhidritas duras, dolomitas, conglomerados sobre cemento silíceo, rocas de cuarzo-carbonato, etc.). El grupo III incluye rocas elásticas-quebradizas, principalmente ígneas y metamórficas.

Como regla general, en términos de dureza, las rocas involucradas en la adición de depósitos de petróleo pertenecen a las primeras ocho categorías.

Cuadro 1.1

Clasificación de rocas según Schreiner

Abrasividad de las rocas. La abrasividad de una roca se entiende como su capacidad para desgastar una herramienta de corte de rocas en contacto con ella en el proceso de su interacción. La abrasividad de las rocas se manifiesta en el proceso de desgaste abrasivo (principalmente mecánico) y es su característica. Por tanto, los indicadores de abrasividad pueden considerarse indicadores de las propiedades mecánicas de las rocas.

La abrasividad de una roca, como cualquier otro indicador de propiedades mecánicas, refleja su comportamiento en condiciones específicas de prueba u operación. La abrasividad está estrechamente relacionada con la fricción y el desgaste externos. Las propiedades abrasivas de las rocas no se han estudiado lo suficiente. La fricción está significativamente influenciada por el medio ambiente. El coeficiente de fricción contra la roca, cuya superficie está mojada con una solución de arcilla, es menor que el mismo coeficiente de fricción contra la roca, mojada con agua, y es significativamente menor que el coeficiente de fricción contra la roca seca.

Entre las rocas, las más abrasivas son las areniscas y limolitas de cuarzo y feldespato (rocas cementadas con granos detríticos que varían en tamaño de 0.01 a 0.1 mm). Se han desarrollado varias clasificaciones de abrasividad de rocas.

Continuidad de rocas. Este concepto se propuso para evaluar el estado estructural de las rocas y su capacidad para transferir impactos dentro de la roca, por ejemplo, la presión de un ambiente externo líquido o gaseoso. El grado de idoneidad para tal impacto está determinado por perturbaciones intraestructurales en la roca (grietas, poros, superficies de contacto de grano suelto, etc.).

1.4 Formación de petróleo y depósitos de petróleo

La teoría del origen del petróleo es de gran importancia, ya que permite buscar razonablemente yacimientos de petróleo y gas. Actualmente existen dos teorías: orgánica e inorgánica.

La teoría del origen orgánico del aceite se basa en lo siguiente.

Después de la muerte de un organismo animal o vegetal, comienza el proceso de descomposición. Si ocurre con libre acceso de oxígeno, entonces la gran parte del carbono de los organismos vegetales y animales regresa a la atmósfera en forma de dióxido de carbono, y el aceite contiene 86% de carbono. En este caso, solo una pequeña parte de los residuos orgánicos terminan en condiciones favorables para su conservación.

Si no hay oxígeno, la descomposición se produce debido a la actividad vital de las bacterias, microorganismos que pueden vivir sin oxígeno. El papel de estas bacterias se reduce a la extracción de oxígeno y la formación de compuestos orgánicos estables (el material de partida para la formación de aceite).

Las áreas más favorables para la acumulación de la materia orgánica inicial del petróleo son los estuarios (bahías), lagunas (lagos conectados al mar por un estrecho estrecho), estuarios (desembocaduras profundas en forma de embudo de los ríos que desembocan en el mar).

La teoría del origen inorgánico del aceite es la siguiente.

El petróleo proviene del manto de la Tierra, donde se combinó con otros componentes durante la formación del planeta a partir de una nube de gas, polvo y escombros. La liberación y acumulación inicial de hidrocarburos de petróleo está asociada a procesos en la parte superior del manto terrestre, que son la causa de los movimientos tectónicos. El movimiento del petróleo desde las zonas de su acumulación en el área subcrustal hacia trampas, depósitos ubicados en los horizontes superiores de la corteza terrestre, ocurre a lo largo de las cavidades de las partes superiores de fallas profundas, que atraviesan las capas de basalto, granito y sedimentarias. de la corteza terrestre.

Las teorías existentes sobre el origen del petróleo se basan en la suposición de que el petróleo de los estratos parentales, debido al aumento de la presión de la roca, migra (aprieta) hacia los depósitos rocosos cercanos con mayor permeabilidad y se llena de agua. Al mismo tiempo, el petróleo y el gas desplazan el agua y se acumulan en la parte más elevada de la estructura o en áreas cubiertas por sedimentos impermeables, que detienen el movimiento adicional del líquido, formando un depósito de petróleo.

Un reservorio de petróleo es un reservorio compuesto por rocas con suficiente permeabilidad y lleno de petróleo. El petróleo, el gas y el agua se encuentran a alta presión en los depósitos. Las rocas que se encuentran por encima del horizonte productivo ponen su peso en esta capa. Antes de la apertura del horizonte productivo, la presión en el mismo es monótona sobre toda el área, al momento de su apertura se viola este equilibrio y, si la presión sobre el reservorio de las capas suprayacentes excede la presión de la columna de líquido que llena el bueno, comienza a brotar.

Los niveles de fluidos pueden ser estáticos o dinámicos. El nivel estático es la presión del depósito. El nivel dinámico es el nivel de líquido que se establece en el pozo cuando se le agrega o se bombea líquido. Este nivel caracteriza la presión de fondo de pozo en el pozo durante su operación.

1.5 Prospección, exploración y desarrollo de yacimientos

La prospección y exploración es un conjunto de actividades destinadas a descubrir yacimientos minerales y evaluar su idoneidad para el desarrollo industrial.

Los principales temas en la exploración de yacimientos minerales son los siguientes:

determinación de la forma y volumen de la parte industrial del campo. Dependiendo del tamaño de la parte estudiada del depósito, se calculan ciertas reservas de minerales;

establecer las características cualitativas de un mineral en estrecha relación con los requisitos técnicos de las materias primas;

identificación de factores naturales que determinan las condiciones de operación (composición y relación de rocas que encierran el depósito, ángulos de incidencia de rocas, corte de agua del depósito, dureza y fractura de rocas, etc.).

El desarrollo de un yacimiento de petróleo significa el control del movimiento de líquido o gas en la formación hacia el fondo de los pozos de producción. Un sistema racional para el desarrollo de un campo petrolero es aquel en el que se perfora con el número mínimo permisible de pozos, lo que asegura altas tasas de extracción de petróleo de la formación, alta recuperación final de petróleo, inversiones de capital mínimas por tonelada de reservas recuperables y el costo mínimo del aceite.

El espesor de los estratos productivos de los campos petroleros puede variar desde varias decenas hasta cientos y miles de metros. Los campos multicapa se desarrollan en un sistema ascendente, cuando las capas se ponen en producción secuencialmente, comenzando desde el horizonte inferior hasta el superior. El horizonte a partir del cual comienza el desarrollo se denomina horizonte de referencia o línea de base. Dicho sistema permite, mientras se perfora hasta la línea de base, mediante el muestreo de suelos y la aplicación de métodos geofísicos, estudiar todos los estratos suprayacentes que contienen petróleo y simultáneamente prepararlos para el desarrollo. Ayuda a reducir el número de pozos de exploración en el campo y reduce el porcentaje de pozos de producción fallidos, ya que los pozos en los que no se obtuvo petróleo en el horizonte de la línea base pueden regresar a las formaciones suprayacentes. Todo esto reduce el volumen de gastos de capital para la producción de perforación y especialmente los pozos de exploración.

Los estratos suprayacentes se ponen en producción después del agotamiento completo del horizonte de referencia. Para reducir tal brecha y, en consecuencia, para asegurar la máxima producción de petróleo en poco tiempo, se está trabajando para operar varios horizontes al mismo tiempo. El uso generalizado de la estimulación artificial de los reservorios para mantener o restaurar la energía del reservorio jugó un papel importante en el aumento de la eficiencia del desarrollo de los campos petrolíferos. Para hacer esto, se bombea gas (aire) a las partes elevadas de la formación durante los modos de depósito impulsado por gas y impulsado por gas, o se bombea agua a las zonas marginales en el modo impulsado por agua.

Detengámonos en los métodos de operación de los pozos petroleros.

El proceso de levantar petróleo o gas desde el fondo del pozo hasta la superficie del día puede ocurrir tanto por la energía natural del líquido y el gas suministrados al fondo como por la energía introducida en el pozo desde la superficie del día. Si el petróleo y el gas se suministran a la superficie del día mediante energía natural o inundación de agua, entonces la explotación se denomina operación de fuente. Si el pozo no fluye en absoluto o su caudal es insuficiente, se utiliza el bombeo mecánico de petróleo del pozo. Esto se realiza mediante el funcionamiento del compresor o de la bomba. Durante el funcionamiento del compresor, se inyecta gas o aire comprimido en el pozo, que ingresa por la zapata de los tubos ascendentes que bajan al pozo, se mezcla con el aceite y trae esta mezcla a la superficie. La operación de bombeo se usa generalmente en pozos con tasas de flujo bajas.

preguntas de prueba

1. ¿Cuáles son las principales rocas de la corteza terrestre?

2. ¿Qué rocas se llaman sedimentarias?

3. Enumere las principales formas de pliegues de la corteza terrestre.

4. ¿Qué es la dureza y la abrasividad de la roca?

5. ¿Cuál es la esencia de las teorías del origen orgánico e inorgánico del aceite?

6. ¿Qué fuerzas obligan al petróleo a moverse desde el yacimiento hacia los pozos?

7. ¿Cuáles son las principales preguntas que surgen durante el trabajo de exploración?

8. ¿Qué sistema de desarrollo se llama racional?

9. Describa las formas de operar los pozos petroleros.

CAPÍTULO 2 INFORMACIÓN GENERAL SOBRE LA PERFORACIÓN DE POZOS Y EL EQUIPO UTILIZADO PARA ESTE PROCESO

2.1 El concepto de pozo, clasificación y propósito de los pozos

El pozo se crea mediante la destrucción sucesiva de rocas y su extracción a la superficie. El comienzo del pozo se llama boca de pozo, el fondo del pozo se llama fondo de pozo. El diámetro del pozo es de 59 ... 1000 mm. Con la perforación convencional, se destruye toda la masa de la roca. Al perforar con la selección de la columna de roca interna (núcleo), solo se destruye el espacio anular en las paredes del pozo y el núcleo se extrae en un estado inalterado para estudiar la estructura geológica del campo.

El propósito de los pozos puede ser diferente. Todos los pozos perforados con el propósito de exploración regional, prospección, exploración y desarrollo de campos o depósitos de petróleo y gas se dividen en las siguientes categorías.

1. Se perforan pozos de referencia para estudiar la estructura geológica y las condiciones hidrogeológicas de grandes regiones, para determinar los patrones generales de distribución de complejos sedimentarios favorables para las acumulaciones de petróleo y gas, con el fin de seleccionar las áreas más prometedoras de exploración geológica de petróleo y gas. .

2. Se perforan pozos paramétricos para estudiar la estructura geológica profunda y una evaluación comparativa del potencial de petróleo y gas de posibles zonas de acumulación de petróleo y gas, para identificar las áreas más prometedoras para el trabajo geológico detallado, así como para obtener la información necesaria sobre las características geológicas y geofísicas de la sección de sedimentos con el fin de aclarar los resultados de los estudios sísmicos y otros estudios geofísicos ...

3. Se perforan pozos estructurales para identificar y preparar para la prospección y perforación de exploración de áreas prometedoras (pliegues anticlinales, zonas de cribado, pellizcos, etc.). De acuerdo con los datos obtenidos como resultado de la perforación de pozos estructurales, se determinan los elementos de formación (tectónica, estratigrafía y litología) en varios puntos y se compilan los perfiles de un área determinada.

4. Los pozos exploratorios se perforan en áreas preparadas por trabajos de prospección geológica (levantamiento geológico, perforación estructural, estudios geofísicos y geoquímicos o un conjunto de estos métodos) con el fin de establecer el contenido de petróleo y gas.

5. Los pozos de exploración se perforan en áreas con contenido de petróleo y gas industrial establecido para delimitar el campo, calcular las reservas y prepararlo para el desarrollo.

6. Se perforan pozos de producción para el desarrollo y explotación de yacimientos de petróleo y gas. Esta categoría incluye valoración (para evaluar reservorios de horizontes productivos), producción (producción), inyección (para inyectar agua, aire o gas en horizontes productivos con el fin de mantener la presión del reservorio y alargar el período de flujo natural) y observación (control, piezométrico). pozos. Esta categoría también incluye pozos diseñados para impacto térmico en la formación durante el desarrollo de campos con petróleos de alta viscosidad.

7. Se perforan pozos especiales para descarga de aguas de campo, liquidación de pozos abiertos de petróleo y gas, preparación de estructuras para instalaciones subterráneas de almacenamiento de gas e inyección de gas en ellos, prospección y producción de aguas industriales.

La perforación de pozos se utiliza no solo en la industria del petróleo y el gas. Los pozos también se perforan con el propósito de exploración y producción de otros minerales, suministro de agua a asentamientos, extinción de incendios subterráneos, gasificación de carbón, ventilación de minas, congelación del suelo durante la excavación de la mina, investigación del suelo en el sitio de la construcción propuesta de varios estructuras industriales y civiles, etc.

2.2 Esquema tecnológico de perforación de pozos de forma rotativa

Los métodos de perforación se pueden clasificar según la naturaleza del impacto en las rocas: mecánico, térmico, fisicoquímico, chispa eléctrica, etc. Sólo se utilizan ampliamente los métodos asociados con la acción mecánica sobre las rocas; el resto no abandonó la etapa de desarrollo experimental.

La perforación mecánica se lleva a cabo mediante métodos de percusión, rotatorio y percusión-rotatorio (este último método tiene una aplicación muy limitada hasta ahora). La perforación con percusión de pozos de petróleo y gas, que todavía está muy extendida en muchos países, no se ha utilizado durante varias décadas en los campos de petróleo y gas de la Federación de Rusia. Al perforar pozos de petróleo y gas en Rusia, se utiliza un método de perforación exclusivamente rotativo. Con este método de perforación, el pozo se perfora, por así decirlo, con una barrena que gira continuamente. Durante la perforación, las partículas de roca perforada son transportadas a la superficie por una corriente de lodo de perforación que circula continuamente o por aire o gas inyectado en el pozo. Dependiendo de la ubicación del motor, la perforación rotatoria se divide en rotativa: el motor está ubicado en la superficie e impulsa la broca en el fondo del pozo con la ayuda de una serie de tubos de perforación y la perforación con un motor de fondo de pozo (hidráulico o eléctrico). taladro): el motor se mueve al fondo del pozo y se instala sobre el cincel.

El proceso de perforación consta de las siguientes operaciones: operaciones de disparo (bajar los tubos de perforación con una broca al pozo hasta el fondo y levantar los tubos de perforación con la broca gastada del pozo) y trabajo de la broca en el fondo (romper la roca con el bit). Estas operaciones se interrumpen periódicamente para colocar el revestimiento en el pozo para evitar que el pozo colapse y para separar los horizontes de petróleo (gas) y agua. Al mismo tiempo, en el proceso de perforación de pozos, se realizan una serie de trabajos auxiliares: extracción de núcleos, preparación de fluido de lavado (lodo de perforación), registro, medición de la curvatura, desarrollo de pozos para provocar la entrada de petróleo (gas) en el pozo, etc. En caso de accidente o complicación (rotura de tuberías de perforación, agarre de herramientas, etc.) es necesario realizar trabajos adicionales (de emergencia). Para realizar las operaciones enumeradas en el proceso de perforación de un pozo, se utiliza una plataforma petrolera (Fig. 2.1).

La tubería más alta de la sarta de perforación no es redonda, sino cuadrada (también puede ser hexagonal o ranurada). Se llama Kelly. La tubería principal pasa a través del orificio de la mesa redonda: el rotor y, al perforar un pozo, a medida que el fondo se profundiza, desciende.

El rotor se coloca en el centro de la plataforma. Los tubos de perforación y Kelly están huecos por dentro. El tubo principal está conectado al pivote por su extremo superior. La parte inferior del eslabón giratorio, conectada al Kelly, puede girar con la sarta de perforación, y su parte superior siempre está estacionaria.

Una manguera flexible está conectada al orificio (cuello) de la parte fija de la rótula, a través de la cual, durante la perforación, se bombea fluido de lavado al pozo mediante bombas de perforación. Este último, habiendo pasado la tubería principal y toda la cadena de tuberías de perforación, ingresa a la barrena y, a través de los orificios, se precipita hacia el fondo del pozo (cuando se perfora con un motor hidráulico, el fluido de lavado ingresa primero, impulsando el motor eje en rotación y luego en la broca). Al salir de los agujeros de la barrena, el líquido lava el fondo del pozo, recoge las partículas de roca perforada y junto con ellas asciende por el espacio anular entre las paredes del pozo y las tuberías de perforación, donde se envía a la entrada de la bomba, limpiando preliminarmente las partículas de roca perforada en su camino.

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informe de práctica, añadido el 20/03/2012


Métodos primarios, secundarios y terciarios de desarrollo de campos de petróleo y gas, su esencia y características. Bueno y sus tipos. Perforación direccional (horizontal). Desviación de pozo artificial. Perforación de pozos para petróleo y gas.

trabajo de término agregado 18/12/2014


Una breve historia del desarrollo del negocio del petróleo y el gas. El concepto y propósito de los pozos. Características geológicas y de campo de formaciones productivas. Fundamentos del desarrollo de campos de petróleo y gas y su operación. Consideración de métodos mejorados de recuperación de hidrocarburos.

informe de práctica, agregado 23/09/2014


Tecnología de perforación de pozos de petróleo y gas. Regularidades de destrucción de rocas. Brocas de perforación. Cuerda de perforación, sus elementos. Bien enrojecido. Motores de turbina y fondo de pozo. Peculiaridades de la perforación de pozos en el equilibrio "pozo-yacimiento".

presentación agregada el 18/10/2016


Investigación de los principales métodos de perforación de pozos de petróleo y gas: motores rotativos, hidráulicos de fondo de pozo y perforación con taladros eléctricos. Características de las causas y consecuencias de la curvatura de pozos verticales, curvatura natural del eje de los pozos.

trabajo de término, agregado 15/09/2011


Criterios para la selección de objetos operativos. Sistemas de desarrollo de yacimientos petrolíferos. Colocación de pozos según el área del depósito. Revisión de métodos para incrementar la productividad de los pozos. Bueno, rutina y revisión importante. Recolección y preparación de petróleo, gas, agua.

informe de práctica, agregado 30/05/2013


La esencia del proceso de perforación, el propósito y los tipos de perforaciones. Reglas para el diseño, instalación y operación de plataformas de perforación para la perforación de pozos de petróleo y gas. La importancia de seguir las instrucciones de seguridad durante las operaciones de perforación.

prueba, añadido 02/08/2013


Diseño de la estructura de los pozos petroleros: cálculo de la profundidad del descenso del conductor y los parámetros del perfil del pozo. Elección de equipos de boca de pozo, modos de perforación, lechadas de cemento y brocas. Equipos tecnológicos para tripa y sartas de producción.

tesis, agregada el 19/06/2011


Información general sobre el objeto de pesca. Condiciones geográficas, económicas y estructura geológica del campo. Organización y ejecución de operaciones de perforación. Métodos para aumentar la productividad de los pozos. Mantenimiento y revisión de pozos de petróleo y gas.