Skema pengeboran umum
Untuk pengeboran minyak dan sumur gas hanya metode rotasi yang digunakan. Dengan metode ini, sumur seolah-olah dibor dengan mata bor yang berputar. Partikel batuan yang dibor dibawa ke permukaan oleh aliran sirkulasi fluida pengeboran. Tergantung pada lokasi mesin, pengeboran putar dibagi menjadi: putar ketika mesin berada di permukaan dan menggerakkan bit ke bawah melalui putaran seluruh rangkaian bor dan pengeboran lubang bawah (menggunakan turbin atau bor listrik) ketika mesin terletak dekat dengan bagian bawah lubang di atas bit.
Proses pengeboran terdiri dari operasi berikut:
tersandung (turunnya pipa bor dengan sedikit ke dalam sumur ke bawah dan mengangkatnya dengan bit bekas) dan pengeboran itu sendiri - pekerjaan bit di bagian bawah (penghancuran batu sedikit demi sedikit).
Operasi ini secara berkala terputus untuk menjalankan pipa selubung ke dalam sumur, yang digunakan untuk melindungi dinding sumur dari keruntuhan dan pemisahan cakrawala minyak.
Pada saat yang sama, sejumlah pekerjaan tambahan dilakukan selama proses pengeboran;pengambilan sampel inti, persiapan lumpur pengeboran, penebangan, pengukuran kelengkungan lubang bor, pengujian atau pengembangan sumur untuk tujuan menginduksi aliran minyak, dll.
Siklus konstruksi sumur penuh terdiri dari proses berikut:
satu). pemasangan menara, alat pengeboran, pengaturan situs.
2). proses pengeboran.
empat). Pembukaan dan pemisahan lapisan (keturunan tali casing dan sementasinya).
5) Pengujian sumur untuk aliran masuk minyak atau gas (pengembangan).
6). Pembongkaran peralatan
Diagram skematik umum penempatan peralatan pengeboran di sumur ditunjukkan pada gambar. nomor 1.
Alat pengeboran
Rig pengeboran.
Rig pengeboran dirancang untuk mengangkat dan menurunkan tali bor dan pipa selubung ke dalam sumur, memegang tali bor ditangguhkan selama pengeboran, serta untuk menempatkan di dalamnya sistem perjalanan, pipa bor dan bagian dari peralatan yang diperlukan untuk proses pengeboran.
Saat mengebor minyak dan gas, derek logam jenis menara dan tiang digunakan. menara tiang digunakan lebih sering daripada yang menara. Mereka lebih mudah dan lebih cepat untuk dipasang, tetapi menara menara lebih menahan beban dan lebih tinggi. Menara lebih sering digunakan di sumur eksplorasi dalam, dan yang tiang digunakan dalam pengeboran produksi.
Rig pengeboran berbeda dalam hal kapasitas beban dan ketinggian. Praktik telah menetapkan bahwa ketika mengebor sumur hingga kedalaman 1200-1300m, disarankan untuk menggunakan menara dengan ketinggian 28m, sumur dengan kedalaman 133-3500m - ketinggian 41-42m, sumur dengan kedalaman lebih dari 3500m - ketinggian 53m atau lebih.
Saat ini, menara tipe tiang berbentuk A banyak digunakan (lihat Gambar No. 1). Mereka terdiri dari dua kolom yang terhubung di bagian atas di blok mahkota dengan ikatan dan dipasang di bagian bawah ke engsel pendukung. Pada jarak tertentu dari engsel, menara memiliki penyangga yang kaku - penyangga.
Drawworks
Drawworks dirancang untuk menurunkan dan menaikkan tali bor, memasang dan melepaskan pipa, menurunkan tali selubung, menahan tali tetap menurut beratnya atau perlahan-lahan menurunkan (memberi makan) selama pengeboran.
Dalam beberapa kasus, drawworks digunakan untuk mentransfer daya dari mesin ke rotor, beban tarik dan pekerjaan bantu lainnya.
Drawwork diproduksi dalam berbagai jenis, berbeda satu sama lain dalam skema dan desain kinematik.
Sistem perjalanan
Sistem kerekan (poly-spast) dari rig pengeboran dirancang untuk mengubah gerakan rotasi drum winch menjadi gerakan translasi (vertikal) kail dan mengurangi beban pada cabang-cabang tali.
Sebuah tali berjalan baja dilewatkan melalui katrol tali dari blok mahkota dan blok perjalanan dalam urutan tertentu, salah satu ujungnya ("mati") melekat pada balok rangka menara, dan yang lainnya, disebut berjalan (terkemuka ) satu, ke drum winch.
Menurut daya dukung dan jumlah cabang tali di peralatan, sistem perjalanan dibagi menjadi beberapa ukuran. Dalam rig pengeboran dengan daya dukung 50-75 ton, digunakan sistem perjalanan dengan jumlah puli 2\3 dan 3\4; dalam instalasi dengan kapasitas angkat 100-300t - sistem perjalanan dengan jumlah katrol 3\4, 4\5, 5\6 dan 6\7. Dalam penunjukan sistem tali-temali, digit pertama menunjukkan jumlah berkas tali dari blok perjalanan, dan yang kedua - jumlah berkas tali dari blok mahkota.
blok mahkota mewakili bingkai di mana as dan penyangga dengan katrol dipasang. Terkadang bingkai dibuat menjadi satu kesatuan dengan bagian atas menara.
blok perjalanan adalah rumah yang dilas di mana katrol dan rakitan bantalan ditempatkan. seperti pada blok mahkota.
Tali perjalanan adalah baja bulat, tali enam baris dari struktur kabel persilangan. Untaian yang dipelintir menjadi tali di sekitar inti organik atau logam terbuat dari baja karbon tinggi dan mangan tinggi berkekuatan tinggi dengan sejumlah kabel dari 19 hingga 37. Dengan mempertimbangkan titik pemasangan ujung tali yang berjalan di arah belitannya pada drum, tali kawat tangan kanan dengan diameter 25 digunakan untuk drawworks , 28, 32, 35, 38 mm. Tali yang paling umum dengan diameter inti organik dan plastik 28 dan 32 mm. Pada kedalaman lebih dari 4000 m, tali inti logam digunakan, yang memiliki kekuatan putus yang meningkat dan kekakuan melintang yang tinggi, yang karenanya ketahanannya terhadap penghancuran meningkat.
Kait bor dan blok pengait dirancang untuk penangguhan alat pengeboran dan elevator di atasnya selama operasi tersandung.
blok kait (kait yang terhubung ke blok berjalan) memiliki sejumlah keunggulan: tinggi keseluruhan lebih rendah daripada gabungan blok dan kait berjalan, desain yang lebih kompak. Kerugiannya termasuk massanya yang besar.
Kait tersedia dengan kapasitas angkat 75, 130, 200.225t (masing-masing, memungkinkan jangka pendek, kapasitas angkat maksimum -110, 160, 250 dan 300t).
Kapasitas angkat yang dinilai dari blok kait adalah 75, 125 dan 200t (kapasitas angkat maksimum adalah 100, 160 dan 250t).
Pengeboran sling - ini adalah tautan yang menghubungkan kait dengan lift, di mana ia ditangguhkan alat pengeboran atau tali selubung. Kapasitas angkat sling adalah 25,50,75,125,200 dan 300t. Link dengan kapasitas angkat 25, 50 dan 75 ton dirancang untuk pengerjaan ulang sumur, tetapi juga dapat digunakan untuk rig pengeboran dengan kapasitas angkat yang sesuai.
Mekanisme dan alat yang digunakan untuk produksi operasi tripping
Mengangkat dan menurunkan pipa bor untuk mengganti mata bor bekas terdiri dari operasi berulang yang sama. Untuk operasi pengangkatan, digunakan peralatan khusus dan alat. Ini termasuk: elevator, baji, kunci pas melingkar, kunci mesin ("laba-laba"), tong pengeboran otomatis (ABK), gripper baji putar pneumatik(RCP).
Tangga berjalan, dirancang untuk mencengkeram dan menahan beban pada rangkaian pipa bor atau pipa selubung selama operasi tersandung. Elevator dari berbagai jenis digunakan, berbeda dalam ukuran tergantung pada diameter pipa bor atau casing, kapasitas beban, rancangan dan bahan untuk pembuatannya.
Wedges untuk pipa bor digunakan untuk menggantung alat pengeboran dalam tabel rotor. Mereka dimasukkan ke dalam lubang kerucut antara pipa dan liner rotor. Penggunaan wedges mempercepat pekerjaan pada operasi tersandung. Casing wedges digunakan untuk menjalankan string casing yang berat. Wedges dipasang pada bantalan khusus di atas kepala sumur. Gripper baji putar pneumatik (RCP), dibangun ke dalam rotor dan dirancang untuk menaikkan dan menurunkan baji.
Berbagai kunci pas digunakan untuk memasang dan melepaskan pipa bor dan pipa selubung. Beberapa di antaranya dimaksudkan untuk memasang sekrup, dan yang lain untuk mengencangkan dan melepaskan sambungan berulir kolom. Biasanya lingkaran cahaya kunci untuk pemasangan awal pipa dirancang untuk kunci dengan diameter yang sama, dan kunci mesin berat untuk mengencangkan dan melepaskan koneksi berulir - untuk dua, dan terkadang lebih banyak ukuran pipa bor dan kunci. Operasi pengikatan dan pelonggaran koneksi berulir dilakukan oleh dua kunci mesin: satu kunci (penahan) diperbaiki, dan yang kedua (mengsekrup atau melonggarkan) dapat dipindahkan. Kunci digantung dalam posisi horizontal dan dilekatkan pada tali baja untuk memudahkan gerakannya. Pekerjaan menurunkan dan mengangkat sangat difasilitasi saat menggunakan baterai untuk tong pengeboran otomatis dipasang di antara winch dan rotor (Gbr. No. 2) Untuk menghindari selip kunci, kerupuk dengan takik dimasukkan ke dalam rahang.
Peralatan pengeboran sumur.
Saat mengebor dengan metode putar, perlu alat penghancur (bit) diberikan gerakan rotasi dan beban yang memberikan tekanan yang cukup pada interval untuk dihancurkan. Selain itu, kondisi diperlukan untuk menghilangkan partikel materi (batuan) yang hancur. Oleh karena itu, sumur dilengkapi dengan rotor, putar dengan selang bor, pompa lumpur dan tali bor. Jika bit tidak berputar dari permukaan bumi (rotor), tetapi langsung di bagian bawah, selain peralatan yang terdaftar, turbodrill atau bor listrik digunakan.
Rotor
Rotor (Gbr. 2,3) dirancang untuk mentransfer gerakan rotasi ke string bor selama pengeboran, mendukungnya dalam berat selama perjalanan bolak-balik dan pekerjaan tambahan. Rotor adalah gearbox yang mentransmisikan rotasi ke string bor yang ditangguhkan secara vertikal dari poros transmisi horizontal. Kecepatan rotor dapat diubah menggunakan roda gigi winch atau dengan mengganti sprocket.
|
Menurut tujuannya, mata bor diklasifikasikan menjadi tiga kelompok:
satu). Pahat yang menghancurkan batu dengan pembantaian terus menerus.
2). Bit yang menghancurkan batu dengan pemotongan melingkar (core bit).
3). Pahat untuk keperluan khusus (runcing, berlubang, reamers, pemotong frais, dll.).
Baik untuk pengeboran padat dan inti, bit telah dibuat yang memungkinkan penghancuran batu sesuai dengan salah satu dari empat prinsip tindakan yang tercantum. Hal ini memudahkan pemilihan jenis bit sesuai dengan sifat fisik dan mekanik dari batuan yang diberikan.
Dalam proses pemboran sumur eksplorasi dan terkadang sumur produksi, batuan diseleksi secara berkala berupa pilar-pilar utuh (inti) untuk menyusun penampang stratigrafi, mempelajari karakteristik litologi batuan yang dilewati, mengidentifikasi kandungan minyak atau gas di dalam sumur. pori-pori batuan yang dilewati, dll.
Untuk mengekstrak inti ke permukaan, bit khusus digunakan, yang disebut berbentuk kolom. Saat mengebor, inti memasuki bagian dalam sedikit dan naik ke permukaan pada waktu yang tepat.
Dikabarkan bit inti dua jenis - dengan pembawa tanah yang dapat dilepas dan tanpa pembawa tanah yang dapat dilepas. Saat mengebor dengan mata bor inti tanpa pembawa tanah yang dapat dilepas, seluruh tali bor harus diangkat untuk membawa inti ke permukaan. Saat bekerja dengan bit inti dengan kapal keruk yang dapat dilepas, yang terakhir, dengan bantuan tali khusus, winch dan penangkap tambahan kecil, ditarik ke permukaan tanpa mengangkat pipa.
Tali bor
Tali bor terdiri dari kelly, pipa bor, sambungan alat, kapal selam, kerah bor, pemusat tali bor.
Ini dimaksudkan untuk tujuan berikut:
1) transmisi rotasi dari rotor ke bit (selama pengeboran putar);
2) pasokan cairan pembilasan ke turbodrill (dalam hal pengeboran turbin), ke bit dan lubang bawah (untuk semua metode pengeboran);
3) membuat WOB;
4) mengangkat dan menurunkan mata bor, bor turbo, bor listrik;
5) melakukan pekerjaan tambahan (perluasan dan pembilasan sumur, memancing, memeriksa kedalaman sumur, dll.).
Pipa timah(Gbr. No. 3) dalam banyak kasus memiliki bagian persegi. Torsi dari rotor ditransmisikan ke pipa terkemuka melalui liner yang dimasukkan ke dalam rotor. Liner yang sesuai digunakan untuk setiap ukuran pipa, memungkinkannya bergerak bebas di sepanjang sumbu sumur.
Karena dalam praktiknya, menara yang paling umum adalah 41 m, yang memungkinkan Anda memiliki lilin dengan panjang sekitar 25 m, pipa bor dibuat dengan panjang 6,8 dan 11,5 m. Oleh karena itu, sebuah lilin dapat dipasang dari empat pipa yang panjangnya masing-masing 6m, tiga pipa yang panjangnya 8m, atau dua pipa yang panjangnya 11,5m.
Saat merakit dudukan dari tiga pipa bor sepanjang 8 m, digunakan dua kopling atau satu kopling dan satu kunci. Dua buah pipa bor sepanjang 11,5 m dihubungkan dengan menggunakan kunci bor. Lilin yang dirakit juga disekrup menggunakan kunci bor.
Kerah bor dipasang di atas mata bor (turbodrill, bor listrik) untuk meningkatkan kekakuan bagian bawah senar bor. Penggunaannya memungkinkan Anda untuk membuat beban pada bit dengan satu set pendek pipa berdinding tebal yang saling berhubungan, yang meningkatkan kondisi kerja string bor.
Subs dirancang untuk menghubungkan elemen string bor dengan berbagai jenis dan ukuran ulir.
Pipa Bor Paduan Ringan digunakan untuk mengurangi berat tali bor. Mereka disekrup bersama dengan bantuan kunci pengeboran dengan desain khusus. Penggunaan pipa bor paduan ringan memungkinkan untuk mengurangi berat kolom sekitar 2 kali.
kolom operasional.
Saat ini, string produksi dengan diameter 127, 146 dan 168 mm adalah yang paling umum.
Untuk menjalankan tali selubung dengan sukses ke kedalaman target, serta penyemenan sumur berikutnya, bagian bawah tali selubung dilengkapi secara khusus dengan beberapa detail (Gbr. No. 13): steker pemandu 1, sepatu 2, nozel sepatu 3, katup periksa 4.
Steker pemandu terbuat dari kayu, semen atau besi tuang,
Di mulut sumur bor, di mana ledakan mungkin terjadi, dipasang peralatan BOP, yang terdiri dari pencegah dari satu jenis atau lainnya (ram, universal, berputar), peralatan untuk remote dan kontrol manual mereka, sistem perpipaan dengan katup atau katup gerbang bertekanan tinggi.
Pencegah universal (Gbr. No. 15) menutup kepala sumur dengan rapat di hadapan pipa dengan berbagai diameter dan jenis.
Penyumbatan (penyemenan) sumur.
Tujuan dari sumbat sumur adalah untuk mendapatkan cincin kuat dari bahan penyumbat yang terletak di anulus, yang sepanjang seluruh ketinggian harus memastikan pemisahan dan isolasi cakrawala produktif dan zona komplikasi yang ditemukan oleh sumur (Gbr. No. 12).
Tergantung pada karakteristik bagian geologi dan kondisi pengeboran, semen tertimbang digunakan untuk menyiapkan bubur semen (dengan kepadatan cairan pengeboran hingga 2,2 g/cm zona penyerapan cairan pencuci), dll.
Unit grouting dirancang untuk persiapan (jika mesin pencampur tidak digunakan) dan injeksi bubur semen ke dalam sumur dan untuk mendorongnya ke dalam anulus. Unit-unit ini juga digunakan untuk pengujian tekanan senar casing dan pekerjaan bantu lainnya.
mesin pencampur dirancang untuk persiapan solusi dari bahan bubuk.
Memasukkan kepala dirancang untuk memompa grouting dan memeras bubur selama plugging, serta menyiram bubur saat menyiram sumur dalam proses menjalankan string dan operasi teknis lainnya.
Mengisi colokan digunakan untuk pengeboran sumur. Steker atas dirancang untuk mencegah penetrasi cairan pembilasan ke dalam bubur semen ketika yang terakhir dipaksa ke dalam anulus dan untuk mengontrol injeksi yang benar ke dalam anulus, dan sumbat bawah untuk pembersihan Permukaan dalam casing dari sisa-sisa bubur semen.
Saat mengebor sumur, grouting satu tahap dari string casing terutama digunakan.
Inti dari metode ini adalah sebagai berikut. Setelah casing diturunkan, kepala grouting disekrup ke bagian atasnya, sumur disiram, dan kemudian jumlah bubur grouting yang dihitung dipompa.
Selanjutnya, sumbat karet penyegelan sendiri dilepaskan di kepala sumbat dan larutan pemerasan dipompa dari atas. Segera setelah steker duduk di cincin dorong, tekanan naik tajam di kolom. Lompatan pada jarum pengukur tekanan akan menunjukkan bahwa bubur semen telah benar-benar keluar dari tali ke dalam anulus, mis. pada akhir proses penyambungan.
Saat penyemenan di sumur dalam, perlu untuk memompa bubur semen dan cairan pemerasan dalam jumlah yang cukup besar dalam waktu yang sangat terbatas, ditentukan oleh saat bubur semen mulai mengeras. Dalam kondisi seperti itu, penyemenan dua tahap digunakan: bubur semen dipompa ke dalam string dan dipaksa masuk ke anulus dalam dua bagian. Bagian pertama ditekan di belakang tali melalui sepatu, dan yang kedua dipaksa melalui lubang di lengan casting yang dipasang di tali selubung pada jarak yang cukup jauh dari sepatu.
Setelah dicolokkan ke dalam sumur, ujung atas senar casing diikat dengan kepala senar, yang dipasang langsung ke pipa casing.
Menyemen kolom kehabisan operasi dasar proses konstruksi sumur. Ini diikuti oleh pengembangan dan pengoperasian sumur. Pemasangan dan pembongkaran peralatan pengeboran, kontrol teknologi dan survei geofisika di dalam sumur, perforasi kolom, pengujian reservoir dan stimulasi aliran masuk, pengerjaan ulang sumur dan penghapusan kecelakaan selama pengeboran tidak dipertimbangkan dalam referensi dan manual metodologi ini.
Penting untuk dicatat bahwa pengeboran sumur minyak dan gas hanya dapat dilakukan dengan kepatuhan yang ketat terhadap semua aturan dan persyaratan. Dan ini sama sekali tidak mengejutkan, karena Anda harus bekerja dengan bahan yang agak berbahaya dan sensitif, yang ekstraksinya membutuhkan pendekatan yang kompeten. Dan untuk memahami semua aspek bekerja dengan itu, pertama-tama perlu untuk mempertimbangkan semua dasar-dasar kasus ini dan komponennya.
Jadi, sebuah sumur disebut pekerjaan tambang, yang dibuat tanpa memerlukan akses ke dalam seseorang dan memiliki bentuk silinder - panjangnya berkali-kali lebih besar dari diameternya. Awal sumur disebut mulut, permukaan kolom silinder disebut batang atau dinding, dan bagian bawah benda disebut bagian bawah. Panjang benda diukur dari mulut ke bawah, sedangkan kedalaman diukur dengan proyeksi sumbu ke vertikal. Diameter awal benda semacam itu maksimal tidak melebihi 900 mm, sedangkan diameter akhir dalam kasus yang jarang terjadi kurang dari 165 mm - ini adalah kekhususan proses yang disebut pengeboran sumur minyak dan gas, dan fitur-fiturnya.
Fitur pengeboran sumur minyak dan gas
Pembuatan sumur sebagai proses terpisah sebagian besar terdiri dari pengeboran, dan pada gilirannya, didasarkan pada operasi berikut:
- Proses pendalaman saat menghancurkan batuan dengan alat bor,
- Penghapusan batu hancur dari sumur,
- Memperkuat poros dengan senar selubung saat tambang semakin dalam,
- Kinerja pekerjaan geologi dan geofisika untuk mencari cakrawala produktif,
- Semen tali produksi.
Klasifikasi sumur minyak dan gas
Diketahui bahwa bahan yang diperlukan, yang direncanakan untuk ditambang, dapat terjadi pada kedalaman yang berbeda. Dan oleh karena itu, pengeboran juga dapat dilakukan pada kedalaman yang berbeda, dan pada saat yang sama, jika kita berbicara tentang kedalaman hingga 1500 meter, pengeboran dianggap dangkal, hingga 4500 - sedang, hingga 6000 - dalam. Hingga saat ini, pengeboran sumur minyak dan gas dilakukan di cakrawala yang sangat dalam, lebih dalam dari 6000 meter - dalam hal ini, sumur Kola sangat indikatif, kedalamannya adalah 12650 meter. Jika kita mempertimbangkan metode pengeboran, dengan fokus pada metode penghancuran batuan, maka di sini kita dapat menyebutkan sebagai contoh metode mekanis, misalnya, rotasi, yang diimplementasikan menggunakan bor listrik dan motor downhole tipe sekrup. Ada juga metode perkusi. Dan mereka juga menggunakan metode non-mekanik, di antaranya elektropulse, eksplosif, elektrik, hidrolik dan lain-lain. Semuanya tidak banyak digunakan.
Bekerja sambil mengebor minyak atau gas
PADA versi klasik saat mengebor minyak atau gas, mata bor digunakan untuk memecahkan batu, dan aliran fluida pembilasan terus-menerus membersihkan lubang bawah. Dalam kasus yang jarang terjadi, reagen kerja jenis gas digunakan untuk pembersihan. Pengeboran dalam hal apa pun dilakukan secara vertikal, pengeboran miring diterapkan hanya bila diperlukan, juga pengeboran cluster, directional, double-lateral atau multilateral juga digunakan. Pendalaman sumur dilakukan dengan atau tanpa pengambilan sampel inti, opsi pertama digunakan saat bekerja di sepanjang pinggiran, dan yang kedua - di seluruh area. Jika inti diambil, itu diperiksa untuk lapisan batuan yang dilewati, secara berkala mengangkatnya ke permukaan.
Pengeboran minyak dan gas dilakukan hari ini baik di darat maupun di lepas pantai, dan pekerjaan tersebut dilakukan dengan menggunakan rig pengeboran khusus yang menyediakan pengeboran putar dengan bantuan pipa bor khusus yang dihubungkan dengan kopling dan penguncian. koneksi berulir. Juga, terkadang pipa fleksibel kontinu digunakan, yang dililitkan pada drum dan dapat memiliki panjang sekitar 5 ribu meter atau lebih. Dengan demikian, karya-karya seperti itu tidak dapat disebut sederhana dengan cara apa pun - mereka sangat spesifik dan kompleks, dan penekanan khusus di sini harus diberikan pada teknologi baru, yang studinya dapat menjadi tugas yang sulit bahkan bagi para profesional di industri ini.
Teknologi baru untuk pengeboran sumur minyak dan gas di pameran Neftegaz
Berbagi informasi dan belajar tentang inovasi dapat memastikan kemajuan yang optimal, dan oleh karena itu kebutuhan seperti itu tidak dapat diabaikan begitu saja. Jika Anda memutuskan untuk bergabung dengan pencapaian modern dan terjun ke lingkungan profesional, acara profesional diadakan untuk tujuan ini, dan Anda harus ikut serta di salah satunya. Kita berbicara tentang pameran yang diadakan setiap tahun di Expocentre Fairgrounds dan mengumpulkan ratusan dan ribuan spesialis di area ini selama hari pembukaan. Di sini Anda dapat dengan mudah mengakses perkembangan baru, mempelajari teknologi canggih dan pada saat yang sama memperoleh kontak yang berguna dalam volume yang diperlukan, menemukan klien dan mitra. Peluang seperti ini tidak boleh dilewatkan, karena tidak sering datang dan dapat membuat perbedaan besar jika dilakukan dengan benar!
Baca artikel kami yang lain.
BADAN FEDERAL UNTUK PENDIDIKAN
GOUVPO "UNVERSITAS NEGERI UDMURT"
Departemen Manajemen Ekonomi, Industri Minyak dan Gas Bumi
Tugas kursus
Pada topik "Pengeboran sumur minyak dan gas"
Kepala Borkhovich S. Yu.
Pertanyaan untuk ujian
1. Metode pengeboran sumur
1.1 Pengeboran perkusi
1.2 Pengeboran putar
2. Tali bor. Elemen utama. Distribusi beban di sepanjang tali bor
2.2 Komposisi senar bor
3. Penunjukan cairan pengeboran. Persyaratan teknologi dan batasan pada sifat cairan pengeboran
3.1 Fungsi lumpur
3.2 Persyaratan cairan pengeboran
4. Faktor-faktor yang mempengaruhi kualitas penyemenan sumur
5. Jenis mata bor dan tujuannya
5.1 Jenis mata bor padat
Bit rol
5.3 Bit dayung
5.4 Penggilingan bit
5.5 bit ISM
literatur
Pertanyaan untuk ujian
Metode pengeboran sumur
Kolom bor. Elemen utama. Distribusi beban di sepanjang tali bor
Penunjukan cairan pengeboran. Persyaratan teknologi dan batasan pada sifat cairan pengeboran
Faktor-faktor yang mempengaruhi kualitas penyemenan sumur
Jenis mata bor dan fungsinya
1 . Metode pengeboran sumur
Ada cara yang berbeda pengeboran, tetapi pengeboran mekanis telah memperoleh distribusi industri. Hal ini dibagi menjadi shock dan rotasi.
1.1 Pengeboran palu
Saat pengeboran perkusi, alat bor meliputi: sedikit (1); batang kejut (2); kunci tali (3); Tiang (12) dipasang di permukaan; blok (5); tarik penyeimbang rol (7); rol bantu (8); drum rig pengeboran (11); tali (4); roda gigi (10); batang penghubung (9); bingkai keseimbangan (6). Saat roda gigi berputar, membuat gerakan, menaikkan dan menurunkan bingkai penyeimbang. Saat bingkai diturunkan, roller penarik mengangkat alat bor di atas dasar sumur. Saat bingkai dinaikkan, tali dilepaskan, pahat jatuh ke muka, sehingga menghancurkan batu. Untuk mencegah runtuhnya dinding sumur, tali selubung diturunkan ke dalamnya. Metode pengeboran ini berlaku untuk kedalaman dangkal saat mengebor sumur air. Saat ini, metode impak untuk pengeboran sumur tidak digunakan.
1.2 Pengeboran putar
Pengeboran putar. Sumur minyak dan gas dibor menggunakan metode pengeboran putar. Dengan pengeboran seperti itu, penghancuran batu terjadi karena rotasi bit. Rotasi bit diberikan oleh rotor yang terletak di kepala sumur melalui string pipa bor. Ini disebut metode putar. Juga, torsi kadang-kadang dibuat dengan bantuan mesin (turbodrill, bor listrik, motor lubang bawah sekrup), maka metode ini akan disebut pengeboran dengan motor lubang bawah.
Turbodrill adalah turbin hidrolik yang digerakkan oleh cairan pengeboran yang dipompa ke dalam sumur oleh pompa.
Bor listrik adalah motor listrik, arus listrik disuplai ke sana, disuplai melalui kabel dari permukaan. Pengeboran sumur dilakukan dengan menggunakan rig pengeboran.
1-pahat; 2 - kerah bor dekat-bit; 3.8 - sub; 4 - pemusat; 5 - sub lengan; 6.7 - kerah bor; 9 - cincin pengaman; 10 - pipa bor; 11 - kapal selam keselamatan; 12.23 - kapal selam batang, bawah dan atas; 13 - pipa terkemuka; 14 - peredam; 15 - winch; 16 - sub putar; 17 - kait; 18 - blok mahkota; 19 - menara; 20 - blok perjalanan; 21 - putar; 22 - selang; 24 - riser; 25 - rotor; 26 - pemisah lumpur; 27 - pompa lumpur
Penghancuran dilakukan dengan bantuan sedikit, diturunkan pada pipa bor, ke bawah. Gerakan rotasi diberikan melalui motor downhole melalui string pipa bor. Setelah menurunkan pipa bor dengan sedikit, dua sisipan dimasukkan ke dalam lubang poros rotor, dan dua klem dimasukkan di dalamnya, yang membentuk lubang bagian persegi. Di lubang ini juga ada pipa terkemuka, juga dari bagian persegi. Ia merasakan torsi dari meja rotor dan bergerak bebas di sepanjang sumbu rotor. Semua operasi tripping dan menahan beban senar pipa bor dilakukan dengan mekanisme pengangkatan.
2 Tali bor. Elemen utama. Distribusi beban di sepanjang tali bor
2.1 Tujuan dari string bor
Senar bor adalah penghubung antara peralatan pengeboran yang terletak di permukaan hari dan alat lubang bawah (mata bor, penguji formasi, alat penangkap ikan, dll.) yang digunakan pada waktu tertentu untuk melakukan operasi teknologi apa pun di lubang sumur.
Fungsi yang dilakukan oleh string bor ditentukan oleh pekerjaan yang dilakukan di dalam sumur. Yang utama adalah sebagai berikut.
Dalam proses pengeboran mekanis, string bor:
adalah saluran untuk membawa ke bagian bawah energi yang diperlukan untuk rotasi bit: mekanis - selama pengeboran putar; hidrolik – saat mengebor dengan motor lubang bawah hidrolik (turbodrill, motor lubang bawah sekrup); listrik - saat mengebor dengan bor listrik (melalui kabel yang terletak di dalam pipa);
merasakan dan mentransmisikan ke dinding sumur (pada kedalaman arus kecil sumur juga ke rotor) torsi reaktif saat mengebor dengan motor lubang bawah;
adalah saluran untuk pelaksanaan sirkulasi melingkar agen kerja (cair, campuran gas-cair, gas); biasanya, agen kerja bergerak ke bawah ke lubang bawah melalui ruang tabung, menangkap batu yang hancur (lumpur), dan kemudian bergerak ke atas melalui anulus ke kepala sumur (pembilasan langsung);
berfungsi untuk membuat (berdasarkan berat bagian bawah senar) atau mentransfer (dengan umpan paksa alat) beban aksial pada bit, secara bersamaan menyerap beban dinamis dari bit yang beroperasi, memadamkan sebagian dan memantulkannya kembali ke bit dan sebagian melewati mereka lebih tinggi;
dapat berfungsi sebagai saluran komunikasi untuk menerima informasi dari lubang bawah atau mentransmisikan tindakan kontrol ke alat lubang bawah.
Selama operasi tripping, string bor digunakan untuk menurunkan dan mengangkat bit, motor downhole, berbagai rakitan downhole;
untuk lewatnya instrumentasi lubang bawah;
untuk mengerjakan lubang sumur, melakukan pencucian antara dengan
untuk menghilangkan sumbat lumpur, dll.
Saat menghilangkan komplikasi dan kecelakaan, serta melakukan penelitian di sumur dan menguji formasi, string bor berfungsi:
untuk injeksi dan peniupan bahan penyumbat ke dalam formasi;
untuk menurunkan dan mengatur pengepak untuk tujuan melakukan studi hidrodinamika formasi dengan menarik atau menginjeksikan fluida;
untuk penurunan dan pemasangan penghalang untuk mengisolasi zona penyerapan,
memperkuat area yang luruh atau runtuh, pemasangan jembatan semen, dll .;
untuk menurunkan alat pancing dan bekerja dengannya.
Saat mengebor dengan coring (contoh batuan) dengan laras inti yang dapat dilepas, senar bor berfungsi sebagai saluran di mana laras inti diturunkan dan diangkat.
2.2 Komposisi senar bor
Tali bor (dengan pengecualian pipa kontinu yang baru diperkenalkan) terdiri dari pipa bor menggunakan sambungan berulir. Sambungan pipa satu sama lain biasanya dilakukan menggunakan elemen penghubung khusus - sambungan bor, meskipun pipa bor tanpa alat juga dapat digunakan. Saat mengangkat senar bor (untuk mengganti mata bor yang aus atau saat melakukan operasi teknologi lainnya), senar bor setiap kali dibongkar menjadi tautan yang lebih pendek dengan yang terakhir dipasang di dalam derek pada platform khusus - kandil atau (dalam kasus yang jarang terjadi ) di rak di luar derek, dan ketika turun, dia kembali berkumpul di kolom panjang.
Akan merepotkan dan tidak rasional untuk merakit dan membongkar tali bor dengan pembongkarannya menjadi pipa (tunggal) yang terpisah. Oleh karena itu, pipa individu awalnya (saat membangun alat) dirakit menjadi apa yang disebut dudukan bor, yang tidak dibongkar lebih lanjut (saat pengeboran sedang dilakukan dengan tali bor ini).
Stand dengan panjang 24-26 m (pada kedalaman pengeboran 5000 m atau lebih, dapat digunakan stand pengeboran dengan panjang 36-38 m dengan rig pengeboran setinggi 53-64 m) terdiri dari dua, tiga atau empat pipa saat menggunakan pipa dengan panjang masing-masing 12, 8 dan m. Dalam kasus terakhir, demi kenyamanan, dua pipa 6 meter disambungkan sebelumnya menggunakan kopling ke dua pipa (siku), yang tidak dibongkar lebih lanjut.
Sebagai bagian dari string bor langsung di atas bit atau di atas motor downhole, bor collar (DC) selalu disediakan, yang memiliki massa dan kekakuan berkali-kali lebih besar dari pipa bor konvensional, memungkinkan Anda untuk membuat beban yang diperlukan pada bit dan memberikan kekakuan yang cukup pada bagian bawah pahat selama menghindari pembengkokan memanjang dan kelengkungan lubang sumur yang tidak terkendali. Kerah bor juga digunakan untuk mengontrol getaran bagian bawah tali bor dalam kombinasi dengan elemen lainnya.
Komposisi string bor biasanya mencakup pemusat, kalibrator, stabilisator, filter, sering - perangkap lumpur logam, katup periksa, kadang-kadang - mekanisme dan perangkat khusus, seperti reamer, roda gila, mekanisme umpan downhole, pemandu gelombang, resonator, peredam kejut longitudinal dan getaran torsional, cincin tapak dengan tujuan yang sesuai.
Untuk mengontrol kelengkungan lubang sumur ke arah tertentu atau, sebaliknya, untuk meluruskan lubang sumur yang sudah menyimpang, deflektor termasuk dalam string bor, dan tata letak khusus, seringkali cukup rumit, dari bagian bawah string bor digunakan untuk mempertahankan arah lurus dari lubang sumur.
3. Penunjukan cairan pengeboran. Persyaratan teknologi dan batasan pada sifat cairan pengeboran
3.1 Fungsi lumpur
Solusi menjalankan fungsi yang tidak hanya memengaruhi hasil dan kecepatan pengeboran, tetapi juga pengoperasian sumur dengan produktivitas maksimum. Keberhasilan implementasi fungsi-fungsi ini - memastikan pendalaman yang cepat, mempertahankan sifat sumur dan reservoir dari produktivitas formasi ini dalam keadaan stabil. Semua fungsi ini bergantung pada interaksi larutan dengan batuan yang dapat dilewati dan sifat interaksi, sifat dan komposisi medium pendispersi. Menurut komposisi media ini, solusi dibagi menjadi tiga jenis: solusi berbasis air; solusi berbasis minyak bumi dan agen gas. Komposisi cairan pengeboran dipilih sesuai dengan jenis tanah, diameter pipa, panjang sumur dan faktor lainnya.
3.2 Persyaratan cairan pengeboran
Cairan pengeboran berdasarkan aplikasi dapat diatur dalam urutan berikut: air aerasi, cairan pengeboran berbasis air, cairan pengeboran berbasis minyak. Namun, solusi tersebut dipilih dengan mempertimbangkan pencegahan komplikasi dan kecelakaan selama proses pengeboran. Salah satu persyaratan utama untuk cairan pengeboran dari semua jenis, dan terutama untuk cairan berbasis air, dengan bantuan yang sebagian besar sumur dibor.
Untuk memastikan hasil terbaik yang diharapkan dari cairan pengeboran, persyaratan berikut diberlakukan:
Basis cair harus memiliki viskositas rendah dan memiliki tegangan permukaan tertinggi pada batas dengan batuan.
Konsentrasi partikel lempung dalam fase padat larutan harus serendah mungkin, dan nilai rata-rata tertimbang volume densitas fase padat setinggi mungkin.
Solusinya harus tidak terdispersi di bawah pengaruh perubahan kondisi termodinamika di sumur dan memiliki kinerja yang stabil.
Cairan pemboran harus netral secara kimiawi terhadap batuan yang dibor, tidak menyebabkan dispersi dan pembengkakannya.
Solusi tidak boleh berupa sistem multikomponen, dan reagen kimia yang digunakan untuk mengatur sifatnya, pengisi aditif harus memberikan perubahan arah pada setiap indikator teknologi dengan indikator lainnya tidak berubah.
Keberhasilan pemenuhan persyaratan ini sangat tergantung pada kondisi geologis dan teknis pengeboran. Dalam setiap kasus tertentu, perlu untuk memilih satu atau lain solusi, dengan mempertimbangkan parameter teknis rig pengeboran, efisiensi penyediaan bahan, kualifikasi pekerja, dan lokasi geografis sumur.
3.3 Sifat fluida pengeboran
Kepadatan. Tergantung pada sifat konduktivitas selama pengeboran, persyaratan kepadatan cairan pengeboran mungkin berbeda. Untuk memastikan kinerja terbaik dari bit, kepadatan lumpur harus serendah mungkin. Namun, kerapatan solusi dipilih dari kondisi pencegahan manifestasi minyak dan gas, runtuhan scree dari batuan yang bisa dilewati. Untuk pilihan nilai densitas, tekanan fluida reservoir merupakan faktor penentu.
Tegangan geser statis. Air adalah cairan terbaik untuk operasi bit, tetapi kurangnya sifat thixotropic secara tajam membatasi penggunaannya. Dan tidak mungkin untuk menimbangnya dengan bubuk berat yang didispersikan secara kasar, dan juga tidak dapat melakukan fungsi utama - untuk menjaga stek tetap berada di dalam sumur dalam suspensi selama penghentian sementara sirkulasi. Karena itu, terjadi penempelan tali bor di lubang sumur.
Indeks filtrasi dan ketebalan filter cake. Untuk berhasil menghancurkan batu dengan sedikit, perlu diupayakan untuk meningkatkan laju filtrasi cairan pengeboran dan mengurangi ketebalan kue filter. Tetapi persyaratan seperti itu layak ketika mengebor di batuan stabil yang kedap air. Saat mengebor batu pasir, tanah liat dengan tekanan pori rendah, nilai filtrasi lumpur diatur.
Viskositas. Nilai viskositas larutan harus minimal. Dengan penurunan viskositas, efek pengeboran positif dicatat: biaya energi untuk sirkulasi cairan pengeboran berkurang, pembersihan lubang dasar ditingkatkan karena turbulensi awal aliran di bawah bit, menjadi mungkin untuk mendapatkan tenaga hidrolik yang lebih besar di bit, dan kehilangan tekanan di anulus sumur berkurang.
4. Faktor-faktor yang mempengaruhi kualitas penyemenan sumur
Persyaratan bahan penyemenan untuk penyemenan sumur ditentukan oleh kondisi geologis dan teknis di dalam sumur. Solusinya mempertahankan mobilitasnya selama transportasi ke ruang kolom dan segera setelah akhir proses mengeras menjadi batu yang tidak menyusut dengan kinerja sifat fisik dan mekanik. Semua proses ini terjadi di lubang sumur, di mana suhu dan tekanan berubah dengan kedalaman, ada formasi penyerap dan tekanan tinggi, serta formasi dengan adanya air mineral, minyak dan gas. Dalam kondisi yang berfluktuasi seperti itu, satu jenis semen atau satu dan formulasi bubur semen yang sama mungkin tidak dapat diterima secara merata.
Ruang annular sumur adalah tempat batu sumbat terbentuk dan kemudian bekerja dan runtuh, itu adalah "kapal" tanpa dasar yang "diekspresikan" secara ketat, dibatasi oleh dinding sumur dan permukaan luar tali selubung .
Volume dan jarak antar dinding tidak konstan, baik selama pengangkutan bubur semen maupun selama pengoperasian batu semen. Konfigurasi dinding sumur bervariasi sepanjang dan sepanjang perimeter, yang merupakan salah satu fitur mendasar dari pembentukan batu semen dalam kondisi sumur. Bentuk "lebih salah" yaitu semakin berbeda dari yang silinder, semakin sulit untuk memindahkan cairan pengeboran dari ruang annular dan, dengan demikian, semakin banyak tonjolan dan penyempitan dan semakin tajam, semakin banyak kantong air terbentuk di sepanjang lubang sumur saat menggunakan terak solusi. Sangat tidak mungkin untuk memindahkan cairan pengeboran dari ruang annular sumur. Langkah-langkah harus diambil untuk memastikan proses penyemenan dengan perpindahan terbesar dari cairan pengeboran oleh cairan grouting. Hal ini diperlukan untuk memastikan bahwa bubur semen bersentuhan dengan dinding sumur dan tali selubung. Implementasi seluruh rangkaian tindakan dengan timbal balik string casing menggunakan pencakar dan perangkat lain akan mengubah kondisi pembentukan bubur semen. Tahap pengeboran memungkinkan untuk memberikan bentuk lubang sumur yang mendekati konfigurasi silinder, dan akibatnya meningkatkan kualitas penyemenan sumur.
Salah satu faktor penyemenan sumur adalah:
Mobilitas bubur semen. Mobilitasnya yaitu kemampuan untuk mengayun melalui pipa selama waktu yang diperlukan untuk proses penyemenan. Mobilitas (kemampuan menyebar) solusi dibuat berkat kerucut AzNII. Untuk sumur dalam dengan celah kecil, disarankan untuk meningkatkan daya sebar larutan hingga 22 cm.
Kepadatan bubur semen. Ini adalah kriteria untuk menilai kualitas bubur semen. Fluktuasi kepadatannya selama penyemenan menunjukkan perubahan rasio air-semennya, ini merupakan pelanggaran terhadap rezim teknologi. Penurunan kepadatan menyebabkan penurunan sifat batu. Perubahan densitas bubur semen selama penyemenan harus dikontrol dengan ketat dan menghindari penyimpangan dari nilai yang ditentukan, yaitu 0,02 g/cm3
Waktu pengerasan bubur semen. Dengan menggunakan parameter ini, kesesuaian bubur semen untuk transportasi ke ruang annular sumur ditentukan. Untuk menentukan suku-suku ini pada suhu 22 dan 75 C, digunakan alat yang disebut jarum Wick. Waktu pengaturan solusi dipilih berdasarkan kondisi tertentu.
Konsistensi bubur semen. Untuk penyemenan sumur suhu tinggi yang dalam, perlu untuk menetapkan perubahan dalam penebalan (konsistensi) bubur semen dari waktu ke waktu selama pencampurannya. Untuk menentukan parameter ini digunakan konsisometer KTs-3 dan KTs-4.
berbusa. Saat memompa larutan ke dalam sumur, perlu untuk memastikan keakuratan penghitungan volume larutan yang dipompa. Saat menyiapkan larutan, sangat sering banyak busa terbentuk, yang memberikan gambaran yang salah tentang jumlah larutan yang disuntikkan ke dalam sumur. Kemampuan larutan untuk berbusa ditentukan di laboratorium.
Kehilangan air dari mortar semen. Ketidakstabilan solusinya adalah stratifikasinya, pembentukan zona air dan pasta semen, diskontinuitas batu semen di ruang annular sumur. Langkah-langkah untuk meningkatkan stabilitas bubur semen adalah dengan mengurangi kehilangan airnya.
Kekuatan mekanik batu semen. Hal ini dicirikan oleh kekuatan lentur pamungkas dari spesimen balok. Kekuatan menurut GOST harus memiliki batu semen pada hari ke-2 pengerasan di lingkungan akuatik pada suhu tertentu. Tegangan tarik, tekan dan tekuk dapat terjadi di ruang annular yang disemen dari sumur.
5. Jenis mata bor dan tujuannya
5.1 Jenis mata bor padat
Semua mata bor untuk pengeboran kontinu dibagi lagi menurut efeknya pada lubang dasar dan menurut desainnya. Menurut sifat dampaknya, mereka dibagi menjadi tiga kelompok:
mata pisau (memotong dan memotong batu)
bit kerucut dengan pemotong hampir silinder (geser dan batu penghancur)
bit dengan pemotong kerucut (batu penghancur)
satu-; dua-; tiga-; empat-kerucut
Berbagai jenis, ukuran, model bit digunakan. Saat mengebor sumur di wilayah Federasi Rusia, bit kerucut banyak digunakan. Mereka setiap tahun melakukan 90% dari semua pekerjaan di Rusia dan luar negeri. Varian paling umum dari tricone bit.
5.2 Bit kerucut
Pengeboran kerucut - metode pengeboran sumur menggunakan mata bor kerucut. Ini pertama kali digunakan di Amerika Serikat pada 20-an abad ke-20. Di Rusia, metode pengeboran ini telah digunakan sejak tahun 1930-an. abad ke-20 untuk pengeboran sumur minyak dan gas.
Selama pengeboran kerucut, batu dihancurkan oleh baja atau gigi kerucut paduan keras yang berputar pada penyangga mata bor, yang, pada gilirannya, berputar dan ditekan ke bagian bawah dengan gaya aksial yang besar.
Roller bit - (Bahasa Inggris roller bit) pemotong batu alat penghancur, penghancur dan geser dari mesin bor putar tambang, dengan persenjataan pemotong dalam bentuk gigi yang digiling di atasnya dengan berbagai panjang dan konfigurasi atau pin yang ditekan ke dalamnya dari paduan keras - tungsten karbida, digunakan untuk penghancuran mekanis batuan dari lunak hingga sangat keras selama proses pemboran.
5.3 Bit dayung
Tidak seperti bit kerucut, bit dayung sederhana dalam desain dan teknologi manufaktur. Bit seperti itu dicirikan oleh kecepatan mekanisnya pada batuan yang lepas, lunak, dan tidak terkonsolidasi. Saat mengebor dengan mata bor seperti itu, penurunan yang signifikan pada diameter sumur sering diamati, yang mengarah pada kebutuhan untuk memperluas dan mengerjakan sumur sebelum menurunkan mata bor berikutnya. Hal ini diperlukan untuk menerapkan torsi besar untuk bit tersebut. Mereka diproduksi dalam lima varietas: 2L - dua bilah; 3L - tiga bilah; Pemotongan abrasif 3IR; P - bilah tunggal berpuncak.
5.4 Penggilingan bit
Bit penggilingan - digunakan pada batuan keras untuk pengeboran putar dalam). Paten oleh penemu Amerika Sharpe dan Hughes. Ini terdiri dari 2 pemotong penggilingan baja keras berbentuk kerucut, berlekuk kasar, dipasang satu sama lain pada sudut 46 ° ke vertikal, masing-masing pada porosnya sendiri, di ujung tubuh bit besar yang tumpul. Tubuh FD bersama dengan seluruh sistem batang, masing-masing dari pemotong frais, yang menyentuh dasar sumur, menerima gerakan rotasi cepatnya sendiri di sekitar porosnya sendiri dan membuat batuan keras di bagian bawah aus dengan pekerjaannya, itulah sebabnya gerakan translasi dari seluruh string bor diperoleh.Terkadang serupa, bit silinder dengan kerucut terpotong di sepanjang ujungnya dan pada sumbu vertikal, pemotong reaming.
Bit ini dapat digunakan tidak hanya untuk mengebor sumur dengan adanya skrap logam dan karbida, tetapi juga untuk mengebor pemotong dan benda logam lainnya, beton, dan sumbat lain yang tersisa di bagian bawah.
5.5 bit ISM
Perbedaan antara ISM adalah bahwa elemen pemotong batu mereka ditutupi dengan bahan super keras Slavutich. Bergantung pada ukuran dan desain bit ISM, bit tersebut diproduksi sebagai tempa padat (dengan penggilingan bilah berikutnya) atau dengan bilah yang dilas. Bit ini memiliki ketahanan aus yang lebih tinggi dan biaya yang lebih rendah dibandingkan dengan bit yang dilengkapi dengan berlian alami. Bit ISM diproduksi dalam tiga varietas: aksi pemotongan (cutting), wajah (cut-in) dan abrasif.
5.6 pahat berlian
Bit berlian memiliki elemen pemotongan berlian yaitu (alami atau sintetis) dari satu atau lain ukuran (ukuran). Biasanya digunakan jenis berlian alami yang paling tidak berharga, yang disebut carbonado (berlian industri Brasil) atau berlian hitam (karakteristik ketangguhannya). Kinerja bit ini tergantung pada kualitas dan ukuran berlian. Kualitas ditentukan oleh kelompok dan kategori, dan ukuran ditentukan oleh jumlah batu. Berlian alami dan sintetis ditempatkan dalam matriks yang disinter (biasanya tembaga-karbida), yang merupakan bagian integral dari bagian bawah bodi silinder berongga baja dari bit.
literatur
Ioannesyan R.A., Dasar-dasar teori dan teknologi pengeboran turbin, M-L., 1953;
Lisichkin S.M., Esai tentang sejarah perkembangan industri minyak dalam negeri, M.-L., 1954; Pemboran inti eksplorasi, M., 1957;
Fedyukin V.A., Tenggelamnya poros tambang dan sumur bor, M., 1959; Pengeboran lubang ledakan, M., 1962;
Volkov S.A., Sulakshin S.S., Andreev M.M., Burovoye delo, M., 1965;
Kulichihin N.I., Vozdvizhensky B.I., Pengeboran eksplorasi, M., 1966; Teknik pengeboran dalam pengembangan deposit mineral, M., 1966;
Vadetsky Yu.V., Pengeboran sumur minyak dan gas, M., 1967;
Khanmurzin I.I., Pengeboran di mantel atas, M., 1967; Teknik pertambangan dan metalurgi, M., 1968;
Skrypnik S.G., Danelyants S.M., Mekanisasi dalam otomatisasi proses padat karya dalam pengeboran, M., 1968;
Arsh E.I., Vitort G.K., Cherkassky F.B., Metode baru untuk menghancurkan batuan keras. K, 1966.
DI DAN. Kudinov., Dasar-dasar bisnis minyak dan gas, M-I., 2008
Abstrak serupa:
Motor penggerak utama rig pengeboran. Rig pengeboran dan alas yang ditinggikan. Peralatan untuk operasi pengangkatan. Peralatan untuk pengeboran putar. Pompa bor. Preventer (pencegah ledakan). Pengeboran sumur. Pasak pengeboran
Karakteristik teknis pipa bor. Deskripsi proses pengeboran, penggunaan alat dan bahan. Menentukan posisi bagian "nol" dari CBT. Evaluasi margin keselamatan dan kriteria pemilihan pipa. Definisi tegangan operasi dalam ras.
Karakteristik litologi dan stratigrafi, sifat fisik dan mekanik batuan di sepanjang bagian sumur. Komplikasi pengeboran. Bekerja pada pengujian di string produksi dan pengembangan sumur, informasi tentang operasi. Pilihan metode pengeboran.
Pengantar Tujuan dari desain kursus adalah untuk mengkonsolidasikan, memperdalam dan menggeneralisasi pengetahuan yang diperoleh siswa dalam studi kursus teori "Pengeboran Eksplorasi"; perolehan keterampilan untuk solusi independen dari masalah spesifik dalam teknologi dan teknik pengeboran sumur dengan penggunaan terampil...
Parameter utama alat bor. Alat utama untuk penghancuran mekanis batuan dalam proses pengeboran sumur. Mata bor dan kepala bor. Peningkatan mata bor. Parameter desain utama bit.
Tujuan, jenis, fitur desain turbodrill. Turbodrill spindel terpadu sectional. Turbodrill torsi tinggi dengan sistem pengereman hidrolik. Turbodrill multi-bagian. Turbodrill dengan suspensi independen, stator mengambang.
Desain sumur eksplorasi. Elaborasi tugas target dan kondisi geologi pengeboran. Pemilihan dan justifikasi metode pengeboran, desain sumur, peralatan pengeboran. Langkah-langkah untuk meningkatkan hasil inti. Langkah-langkah untuk memerangi kelengkungan sumur.
Dalam beberapa tahun terakhir, alat pintar telah dibuat dan diperkenalkan ke produksi di Rusia yang menyediakan kontrol dan dokumentasi waktu nyata dari seluruh siklus konstruksi sumur.
Informasi singkat tentang area pengeboran. Bagian stratigrafi, sumur yang mengandung minyak, mengandung air dan mengandung gas. Kemungkinan komplikasi di bagian sumur. Pemilihan dan perhitungan desain sumur. Perhitungan parameter utama dan tindakan pencegahan keselamatan.
Keadaan saat ini dan prospek untuk pengembangan lebih lanjut dari peralatan pengeboran. Karakteristik dan klasifikasi rig pengeboran. Peralatan mesin untuk pengeboran putar dengan mata bor kerucut dan mahkota pemotong, perkusi, perkusi-putar dan pengeboran gabungan.
Konsep pengeboran eksplorasi, esensi dan fiturnya, aplikasi dan efisiensi. Metode pengeboran eksplorasi, karakteristik dan ciri khasnya. Kasus penggunaan karya geofisika, urutan dan tahapannya. Penerapan metode fisika nuklir.
Kondisi dan kemungkinan untuk mengebor lubang kedua
Pemulihan sumur dari tidak aktif dengan mengalihkan dan mengebor lubang sumur kedua untuk pengembangan deposit tambahan dan penggunaan stok sumur tidak aktif. Sidetracking dan pengeboran langsung dari bawah sepatu string teknis tanpa menggunakan whipstock.
Metode penanganan bencana kehilangan cairan pengeboran selama pengeboran sumur. Penggunaan OLKS untuk isolasi aliran air saat memperbaiki sumur. Teknologi yang tumpang tindih. Bagian ekologi. Rekayasa keselamatan. Efek ekonomi
Perhitungan daya untuk penghancuran lubang bawah selama pengeboran berlian, daya untuk memutar tali bor, daya mesin bor selama pengeboran, di mesin mesin selama pengeboran, pada poros pompa minyak. Daya yang dikonsumsi oleh motor pompa lumpur dari jaringan.
Deskripsi pekerjaan dengan rangkaian pipa bor yang digunakan dalam pengeboran sumur. Karakteristik teknis pipa bor. Pengeboran dengan beban tambahan KBT. Melakukan perhitungan untuk menentukan tegangan yang muncul, menilai margin keamanan pipa.
Desain sumur untuk minyak dan gas dikembangkan dan disempurnakan sesuai dengan kondisi geologi spesifik pengeboran di area tertentu. Itu harus memastikan pemenuhan tugas, mis. pencapaian kedalaman desain, pembukaan deposit minyak dan gas bumi dan melaksanakan seluruh rangkaian studi dan pekerjaan di dalam sumur, termasuk penggunaannya dalam sistem pengembangan lapangan.
Desain sebuah sumur tergantung pada kompleksitas bagian geologi, metode pengeboran, tujuan sumur, metode pembukaan cakrawala produktif, dan faktor lainnya.
Data awal untuk desain desain sumur meliputi informasi sebagai berikut:
tujuan dan kedalaman sumur;
horizon desain dan karakteristik batuan reservoir;
bagian geologi di lokasi sumur dengan alokasi zona kemungkinan komplikasi dan indikasi tekanan reservoir dan tekanan rekahan hidrolik dengan interval;
diameter tali produksi atau diameter akhir sumur, jika rangkaian produksi tidak disediakan.
Urutan desain desain sumur untuk minyak dan gas Berikutnya.
Terpilih desain lubang bawah . Desain sumur dalam interval formasi produktif harus menyediakan kondisi terbaik untuk aliran minyak dan gas ke dalam sumur dan penggunaan paling efisien dari energi reservoir dari deposit minyak dan gas.
Yang dibutuhkan jumlah senar casing dan kedalaman turunannya. Untuk tujuan ini, grafik perubahan koefisien anomali tekanan reservoir k, dan indeks tekanan absorpsi kabl diplot.
Pilihannya terbukti diameter string produksi dan diameter string dan bit casing dikoordinasikan. Diameter dihitung dari bawah ke atas.
Interval penyemenan dipilih. Dari sepatu selubung ke kepala sumur, berikut ini disemen: konduktor di semua sumur; string antara dan produksi dalam sumur eksplorasi, prospeksi, parametrik, referensi dan gas; kolom perantara di sumur minyak dengan kedalaman lebih dari 3000 m; di bagian dengan panjang setidaknya 500 m dari sepatu kolom perantara di sumur minyak hingga kedalaman 3004) m (asalkan semua batuan yang permeabel dan tidak stabil ditutupi dengan bubur semen).
Interval untuk penyemenan senar produksi di sumur minyak dapat dibatasi pada bagian dari sepatu ke bagian yang terletak setidaknya 100 m di atas ujung bawah dari senar perantara sebelumnya.
Semua tali selubung di sumur yang dibangun di daerah air disemen sepanjang keseluruhan.
Tahapan merancang program hidrolik untuk menyiram sumur dengan cairan pemboran.
Program hidraulik dipahami sebagai seperangkat parameter yang dapat disesuaikan dari proses pembilasan sumur. Kisaran parameter yang dapat disesuaikan adalah sebagai berikut: indikator sifat fluida pengeboran, laju aliran pompa pengeboran, diameter dan jumlah nozel bit jet.
Saat menyusun program hidrolik, diasumsikan:
Menghilangkan pertunjukan cairan dari pembentukan dan hilangnya lumpur pemboran;
Untuk mencegah erosi dinding sumur dan dispersi mekanis dari stek yang diangkut untuk mengecualikan produksi cairan pengeboran;
Pastikan pemindahan batuan yang dibor dari ruang annular sumur;
Ciptakan kondisi untuk penggunaan maksimum efek jet;
Secara rasional menggunakan tenaga hidrolik dari unit pompa;
Mengecualikan darurat selama shutdown, sirkulasi dan start-up pompa pengeboran.
Persyaratan yang tercantum untuk program hidrolik dipenuhi di bawah kondisi formalisasi dan solusi dari masalah optimasi multifaktorial. Skema terkenal untuk merancang proses pembilasan sumur pengeboran didasarkan pada perhitungan resistensi hidrolik dalam sistem sesuai dengan aliran pompa yang diberikan dan indikator sifat cairan pengeboran.
Perhitungan hidrolik serupa dilakukan sesuai dengan skema berikut. Pertama, berdasarkan rekomendasi empiris, kecepatan fluida pemboran di anulus diatur dan aliran yang dibutuhkan pompa lumpur dihitung. Menurut karakteristik paspor pompa lumpur, diameter busing dipilih yang dapat memberikan aliran yang diperlukan. Kemudian, menurut formula yang sesuai, rugi-rugi hidrolik dalam sistem ditentukan tanpa memperhitungkan rugi-rugi tekanan dalam bit. Area nozzle bit jet dipilih berdasarkan perbedaan antara tekanan pelepasan paspor maksimum (sesuai dengan busing yang dipilih) dan kehilangan tekanan yang dihitung karena hambatan hidrolik.
Prinsip-prinsip pemilihan metode pengeboran: kriteria pemilihan utama, dengan mempertimbangkan kedalaman sumur, suhu di lubang sumur, kompleksitas pengeboran, profil desain, dan faktor lainnya.
Pilihan metode pengeboran, pengembangan metode penghancuran batuan yang lebih efisien di dasar sumur, dan solusi dari banyak masalah yang terkait dengan pembangunan sumur tidak mungkin dilakukan tanpa mempelajari sifat-sifat batuan itu sendiri, kondisi terjadinya mereka dan pengaruh kondisi ini pada sifat-sifat batuan.
Pilihan metode pengeboran tergantung pada struktur reservoir, sifat reservoir, komposisi cairan dan / atau gas yang terkandung di dalamnya, jumlah interlayers produktif dan koefisien anomali tekanan formasi.
Pilihan metode pengeboran didasarkan pada penilaian komparatif efektivitasnya, yang ditentukan oleh banyak faktor, yang masing-masing, tergantung pada persyaratan geologis dan metodologis (GMT), tujuan dan kondisi pengeboran, dapat menjadi sangat penting.
Pemilihan metode pemboran sumur juga dipengaruhi oleh tujuan operasi pemboran yang dimaksudkan.
Ketika memilih metode pengeboran, seseorang harus dipandu oleh tujuan sumur, karakteristik hidrogeologi akuifer dan kedalamannya, dan jumlah pekerjaan untuk mengembangkan reservoir.
Kombinasi parameter BHA.
Ketika memilih metode pengeboran, selain faktor teknis dan ekonomi, harus diperhitungkan bahwa, dibandingkan dengan BHA, BHA putar berdasarkan motor downhole jauh lebih maju secara teknologi dan lebih andal dalam pengoperasian, lebih stabil pada lintasan desain.
Ketergantungan gaya defleksi pada bit pada kelengkungan lubang untuk BHA penstabil dengan dua pemusat.
Ketika memilih metode pengeboran, selain faktor teknis dan ekonomi, harus diperhitungkan bahwa, dibandingkan dengan BHA berdasarkan motor lubang bawah, BHA putar jauh lebih maju secara teknologi dan lebih andal dalam pengoperasian, lebih stabil pada desain. lintasan.
Untuk memperkuat pilihan metode pengeboran di deposit pasca-garam dan mengkonfirmasi kesimpulan di atas tentang metode rasional pengeboran, indikator teknis turbin dan pengeboran putar sumur dianalisis.
Dalam hal memilih metode pengeboran dengan motor hidrolik downhole, setelah menghitung berat aksial pada bit, perlu untuk memilih jenis motor downhole. Pilihan ini dibuat dengan mempertimbangkan torsi spesifik pada putaran bit, beban aksial pada bit dan kepadatan lumpur. Karakteristik teknis dari motor lubang bawah yang dipilih diperhitungkan saat merancang RPM bit dan program pembersihan sumur hidraulik.
Pertanyaan tentang pilihan metode pengeboran harus diputuskan berdasarkan studi kelayakan. Indikator utama untuk memilih metode pengeboran adalah profitabilitas - biaya penetrasi 1 m. [ 1 ]
Sebelum melanjutkan ke pilihan metode pengeboran untuk memperdalam lubang menggunakan agen gas, harus diingat bahwa sifat fisik dan mekaniknya memiliki batasan tertentu, karena beberapa jenis agen gas tidak dapat diterapkan untuk sejumlah metode pengeboran. pada gambar. 46 menunjukkan kemungkinan kombinasi dari berbagai jenis agen gas dengan teknik pengeboran modern. Seperti dapat dilihat dari diagram, yang paling serbaguna dalam hal penggunaan agen gas adalah metode pengeboran dengan rotor dan bor listrik, kurang universal - metode turbin, yang hanya berlaku saat menggunakan cairan aerasi. [ 2 ]
Rasio power-to-weight dari PBU memiliki efek yang lebih kecil pada pilihan metode pengeboran dan varietasnya daripada rasio daya-terhadap-berat rig pengeboran darat, karena, selain peralatan pengeboran itu sendiri, MODU dilengkapi dengan peralatan tambahan yang diperlukan untuk operasi dan retensinya di titik pengeboran. Dalam prakteknya, pengeboran dan peralatan bantu bekerja secara bergantian. Rasio daya-terhadap-berat MODU minimum yang diperlukan ditentukan oleh energi yang dikonsumsi oleh peralatan bantu, yang lebih dari yang diperlukan untuk penggerak pengeboran. [ 3 ]
Kedelapan, bagian proyek teknis dikhususkan untuk pilihan metode pengeboran, ukuran standar motor downhole dan panjang pengeboran, pengembangan mode pengeboran. [ 4 ]
Dengan kata lain, pilihan satu atau beberapa profil sumur lainnya sangat menentukan pilihan metode pengeboran5 ]
Daya angkut MODU tidak tergantung pada konsumsi logam dan rasio daya terhadap berat peralatan dan tidak mempengaruhi pilihan metode pengeboran, karena ditarik tanpa membongkar peralatan. [ 6 ]
Dengan kata lain, pilihan satu atau beberapa jenis profil sumur sangat menentukan pilihan metode pengeboran, jenis bit, program pengeboran hidrolik, parameter mode pengeboran dan sebaliknya. [ 7 ]
Parameter rolling dari floating base harus ditentukan dengan perhitungan yang sudah pada tahap awal desain lambung, karena jangkauan operasi gelombang laut tergantung pada ini, di mana operasi normal dan aman dimungkinkan, serta pilihan metode pengeboran, sistem dan perangkat untuk mengurangi dampak pitching pada alur kerja. Pengurangan gulungan dapat dicapai dengan pemilihan ukuran lambung yang rasional, pengaturan timbal baliknya dan penggunaan alat anti-gulungan pasif dan aktif. [ 8 ]
Metode eksplorasi dan eksploitasi yang paling umum air tanah pengeboran sumur dan sisa sumur. Pilihan metode pengeboran menentukan: tingkat pengetahuan hidrogeologi daerah tersebut, tujuan pekerjaan, keandalan yang diperlukan dari informasi geologi dan hidrogeologi yang diperoleh, indikator teknis dan ekonomi dari metode pengeboran yang dipertimbangkan, biaya 1 m3 air terproduksi, kehidupan sumur. Pilihan teknologi pengeboran sumur dipengaruhi oleh suhu air tanah, tingkat mineralisasi dan agresivitasnya terhadap beton (semen) dan besi. [ 9 ]
Saat mengebor sumur ultra-dalam, pencegahan kelengkungan lubang sumur sangat penting karena konsekuensi negatif dari kelengkungan sumur saat diperdalam. Oleh karena itu, ketika memilih metode untuk mengebor sumur ultra-dalam, dan terutama interval atasnya, perhatian harus diberikan untuk menjaga vertikalitas dan kelurusan lubang sumur. [ 10 ]
Pertanyaan memilih metode pengeboran harus diputuskan berdasarkan studi kelayakan. Indikator utama untuk pilihan metode pengeboran adalah profitabilitas - biaya penetrasi 1 m. [ 11 ]
Dengan demikian, kecepatan pengeboran putar dengan pembilasan lumpur melebihi kecepatan pengeboran perkusi sebanyak 3-5 kali. Oleh karena itu, faktor penentu dalam pilihan metode pengeboran harus menjadi analisis ekonomi. [ 12 ]
Efisiensi teknis dan ekonomis suatu proyek pembangunan sumur minyak dan gas bumi sangat bergantung pada validitas proses pendalaman dan pembilasan. Merancang teknologi proses ini meliputi: pilihan metode pengeboran, jenis alat pemecah batu dan sistem pengeboran, desain tali bor dan perakitan bawah, program pendalaman hidrolik dan sifat cairan pengeboran, jenis cairan pengeboran dan jumlah bahan kimia dan bahan yang diperlukan untuk mempertahankan sifat mereka. Adopsi keputusan desain menentukan pilihan jenis rig pengeboran, yang, sebagai tambahan, tergantung pada desain casing string dan kondisi geografis pengeboran. [ 13 ]
Penerapan hasil pemecahan masalah menciptakan peluang yang luas untuk melakukan analisis yang mendalam dan ekstensif terhadap perkembangan bit dalam sejumlah besar objek dengan berbagai macam kondisi pemboran. Pada saat yang sama, dimungkinkan juga untuk menyiapkan rekomendasi untuk pilihan metode pengeboran, motor downhole, pompa pengeboran dan cairan pengeboran. [ 14 ]
Dalam praktik pembuatan sumur untuk air, metode pengeboran berikut telah tersebar luas: putar dengan pembilasan langsung, putar dengan pembilasan terbalik, putar dengan pembersih udara dan tali kejut. Kondisi penggunaan berbagai metode pengeboran ditentukan oleh fitur teknis dan teknologi aktual dari rig pengeboran, serta kualitas pekerjaan konstruksi sumur. Perlu dicatat bahwa ketika pilihan metode pengeboran sumur di atas air, perlu untuk mempertimbangkan tidak hanya kecepatan sumur pengeboran dan kemampuan manufaktur metode, tetapi juga penyediaan parameter pembukaan akuifer, di mana deformasi batuan di zona lubang bawah diamati. ke tingkat minimum dan permeabilitasnya tidak berkurang dibandingkan dengan reservoir. [ 1 ]
Jauh lebih sulit untuk memilih metode pengeboran untuk memperdalam lubang sumur vertikal. Jika lubang vertikal dapat diharapkan saat mengebor interval yang dipilih berdasarkan praktik pengeboran dengan cairan pengeboran, maka, sebagai aturan, palu udara dengan jenis mata bor yang sesuai digunakan. Jika tidak ada kelengkungan yang diamati, maka pilihan metode pengeboran dilakukan sebagai berikut. Untuk batuan lunak (soft shale, gypsum, kapur, anhidrit, garam dan batugamping lunak), disarankan menggunakan bor listrik dengan kecepatan bit hingga 325 rpm. Ketika kekerasan batuan meningkat, metode pengeboran diatur dalam urutan berikut: mesin perpindahan, pengeboran putar, dan pengeboran perkusi putar. [ 2 ]
Dari sudut pandang peningkatan kecepatan dan pengurangan biaya pembuatan sumur dengan PDR, metode pemboran dengan core hydrotransport menarik. Metode ini, dengan mengesampingkan batasan penerapannya di atas, dapat digunakan dalam eksplorasi placer dengan PBU pada tahap prospeksi dan prospeksi dan penilaian eksplorasi geologi. Biaya peralatan pengeboran, terlepas dari metode pengeboran, tidak melebihi 10% dari total biaya PBU. Oleh karena itu, perubahan biaya peralatan pengeboran saja tidak memiliki dampak yang signifikan terhadap biaya pembuatan dan pemeliharaan MODU dan pada pilihan metode pengeboran. Peningkatan biaya rig pengeboran dibenarkan hanya jika meningkatkan kondisi kerja, meningkatkan keselamatan dan kecepatan pengeboran, mengurangi jumlah waktu henti karena kondisi cuaca, dan memperpanjang musim pengeboran. [ 3 ]
Pemilihan jenis bit dan mode pengeboran: kriteria pemilihan, metode untuk memperoleh informasi dan pemrosesannya untuk menetapkan mode optimal, mengontrol nilai parameter .
Pilihan bit dibuat berdasarkan pengetahuan batuan (g/p) yang membentuk interval ini, yaitu menurut kategori kekerasan dan menurut kategori abrasivitas g / p.
Dalam proses pemboran sumur eksplorasi dan terkadang sumur produksi, batuan diseleksi secara berkala berupa pilar-pilar utuh (inti) untuk menyusun penampang stratigrafi, mempelajari karakteristik litologi batuan yang dilewati, mengidentifikasi kandungan minyak dan gas di dalam sumur. pori-pori batuan, dll.
Untuk mengekstrak inti ke permukaan, bit inti digunakan (Gbr. 2.7). Mata bor semacam itu terdiri dari kepala bor 1 dan satu set inti yang dipasang pada badan kepala bor dengan ulir.
Beras. 2.7. Skema perangkat bit inti: 1 - kepala bor; 2 - inti; 3 - pembawa tanah; 4 - badan set inti; 5 - katup bola
Tergantung pada sifat batuan di mana pengeboran dilakukan dengan pengambilan sampel inti, kepala bor kerucut, berlian dan karbida digunakan.
Mode pengeboran - kombinasi parameter yang secara signifikan memengaruhi kinerja mata bor, yang dapat diubah oleh pengebor dari konsolnya.
Pd [kN] – berat pada bit, n [rpm] – frekuensi rotasi bit, Q [l/s] – laju aliran (feed) ind. baik, H [m] - penetrasi per bit, Vm [m / h] - mekanisme. tingkat penetrasi, Vav=H/tB – rata-rata,
Vm(t)=dh/dtB – sesaat, Vr [m/h] – kecepatan pengeboran rute, Vr=H/(tB + tSPO + tB), C [gosok/m] – biaya operasional per 1m penetrasi, C=(Cd+Sch(tB + tSPO + tB))/H, Cd – biaya bit; Cch - biaya 1 jam bor kerja. putaran.
Tahapan pencarian mode optimal - pada tahap desain - optimalisasi operasional mode pengeboran - penyesuaian mode desain, dengan mempertimbangkan informasi yang diperoleh selama proses pengeboran.
Dalam proses desain, kami menggunakan inf. diperoleh dengan mengebor sumur. di dalam
wilayah, dalam analog. cond., data di goelog. bagian sumur., rekomendasi dari bor pabrikan. instr., karakteristik kerja motor downhole.
2 cara untuk memilih sedikit di bagian bawah: grafis dan analitis.
Pemotong di kepala bor dipasang sedemikian rupa sehingga batu di tengah dasar sumur tidak runtuh selama pengeboran. Ini menciptakan kondisi untuk pembentukan inti 2. Ada empat, enam, dan delapan kepala bor kerucut yang dirancang untuk pengeboran dengan coring di berbagai batuan. Lokasi elemen pemotong batu di kepala bor berlian dan paduan keras juga memungkinkan untuk menghancurkan batu hanya di sepanjang pinggiran lubang bawah.
Saat sumur diperdalam, kolom batuan yang terbentuk masuk ke dalam core set yang terdiri dari body 4 dan core barrel (ground carrier) 3. Body dari core set berfungsi untuk menghubungkan kepala bor dengan drill string, tempat pembawa tanah dan melindunginya dari kerusakan mekanis, serta untuk melewatkan cairan pembilasan antara dia dan pembawa tanah. Gruntonoska dirancang untuk menerima inti, menyimpannya selama pengeboran dan saat mengangkat ke permukaan. Untuk melakukan fungsi-fungsi ini, pemutus inti dan penahan inti dipasang di bagian bawah pembawa tanah, dan di atas - katup bola 5, yang melewati dirinya sendiri cairan yang dipindahkan dari pembawa tanah ketika diisi dengan inti.
Menurut metode pemasangan pembawa tanah di badan set inti dan di kepala bor, ada bit inti dengan pembawa tanah yang dapat dilepas dan tidak dapat dilepas.
Barel inti dengan kapal keruk yang dapat dilepas memungkinkan Anda mengangkat kapal keruk dengan inti tanpa mengangkat tali bor. Untuk melakukan ini, penangkap diturunkan ke tali bor pada tali, dengan bantuan pembawa tanah dikeluarkan dari set inti dan diangkat ke permukaan. Kemudian, dengan menggunakan penangkap yang sama, pembawa tanah kosong diturunkan dan dipasang di badan set inti, dan pengeboran dengan coring berlanjut.
Bit inti dengan pembawa tanah yang dapat dilepas digunakan dalam pengeboran turbin, dan dengan yang tetap - dalam pengeboran putar.
Diagram utama pengujian horizon produktif menggunakan penguji formasi pada pipa.
Penguji formasi sangat banyak digunakan dalam pengeboran dan memungkinkan memperoleh jumlah informasi terbesar tentang objek yang diuji. Penguji formasi domestik modern terdiri dari unit utama berikut: filter, pengepakan, penguji itu sendiri dengan katup penyeimbang dan saluran masuk utama, katup penutup dan katup sirkulasi.
Diagram skema penyemenan satu tahap. Perubahan tekanan pada pompa penyemenan yang terlibat dalam proses ini.
Metode satu tahap penyemenan sumur adalah yang paling umum. Dengan metode ini, bubur semen disuplai pada interval tertentu pada satu waktu.
Tahap akhir dari operasi pemboran disertai dengan proses yang melibatkan penyemenan sumur. Kelangsungan seluruh struktur tergantung pada seberapa baik pekerjaan ini dilakukan. Tujuan utama yang ditempuh dalam proses pelaksanaan prosedur ini adalah mengganti cairan pengeboran dengan semen, yang memiliki nama lain - bubur semen. Sumur penyemenan melibatkan pengenalan komposisi yang harus mengeras, berubah menjadi batu. Sampai saat ini, ada beberapa cara untuk melakukan proses penyemenan sumur, yang paling umum digunakan adalah yang berumur lebih dari 100 tahun. Ini adalah penyemenan casing satu tahap, diperkenalkan ke dunia pada tahun 1905 dan digunakan saat ini hanya dengan beberapa modifikasi.
|
Skema penyemenan dengan satu sumbat. |
proses penyemenan
Teknologi penyemenan sumur melibatkan 5 jenis pekerjaan utama: yang pertama adalah pencampuran bubur semen, yang kedua adalah memompa komposisi ke dalam sumur, yang ketiga adalah memasukkan campuran ke dalam anulus dengan metode yang dipilih, yang keempat adalah pengerasan campuran semen, kelima adalah memeriksa kualitas pekerjaan yang dilakukan.
Sebelum mulai bekerja, skema penyemenan harus dibuat, yang didasarkan pada perhitungan teknis proses. Penting untuk mempertimbangkan kondisi pertambangan dan geologi; panjang interval yang perlu diperkuat; karakteristik desain lubang sumur, serta kondisinya. Pengalaman melakukan pekerjaan semacam itu di area tertentu juga harus digunakan dalam proses melakukan perhitungan.
Gambar 1—Skema proses penyemenan satu tahap.
pada gambar. 1 Anda dapat melihat gambar skema proses penyemenan satu tahap. "Saya" - mulai memasukkan campuran ke dalam tong. "II" adalah suplai campuran yang disuntikkan ke dalam sumur saat fluida bergerak ke bawah casing, "III" adalah awal dari komposisi penyumbat ke dalam anulus, "IV" adalah tahap akhir dari campuran yang dipaksakan. Dalam skema 1 - pengukur tekanan, yang bertanggung jawab untuk mengontrol tingkat tekanan; 2 - kepala penyemenan; 3 - steker terletak di atas; 4 - steker bawah; 5 – tali selubung; 6 - dinding lubang bor; 7 - hentikan cincin; 8 - cairan yang dimaksudkan untuk mendorong campuran semen; 9 – cairan pengeboran; 10 - campuran semen.
Diagram skema penyemenan dua tahap dengan diskontinuitas dalam waktu. Keuntungan dan kerugian.
Penyemenan bertahap dengan diskontinuitas dalam waktu Interval penyemenan dibagi menjadi dua bagian, dan selongsong penyemenan khusus dipasang di ok di antarmuka. Di luar kolom, di atas kopling dan di bawahnya, lampu pemusatan ditempatkan. Semen pertama bagian bawah kolom. Untuk melakukan ini, 1 porsi CR dipompa ke dalam kolom dalam volume yang diperlukan untuk mengisi kompresor dari sepatu kolom ke selubung penyemenan, kemudian cairan perpindahan. Untuk penyemenan tahap 1, volume cairan perpindahan harus sama dengan volume internal string. Setelah mengunduh pzh, mereka menjatuhkan bola ke kolom. Di bawah gravitasi, bola turun ke bawah tali dan duduk di lengan bawah lengan penyemenan. Kemudian RV dipompa ke dalam kolom lagi: tekanan di dalamnya meningkat di atas steker, busing bergerak ke bawah hingga berhenti, dan RV melalui lubang terbuka melampaui kolom. Melalui lubang-lubang ini, sumur disiram sampai mortar semen mengeras (dari beberapa jam hingga sehari). Setelah itu, 2 bagian CR dipompa, membebaskan sumbat atas dan larutan dipindahkan dengan 2 bagian PG. Steker, setelah mencapai selongsong, diperkuat dengan bantuan pin di badan selongsong penyemen, menggesernya ke bawah; pada saat yang sama, selongsong menutup bukaan kopling dan memisahkan rongga kolom dari gearbox. Setelah pengerasan, steker dibor. Lokasi pemasangan kopling dipilih tergantung pada alasan yang mendorong resor untuk menyemen mortar. Di sumur gas, selubung penyemenan dipasang 200-250m di atas bagian atas cakrawala produktif. Jika ada risiko penyerapan selama penyemenan sumur, lokasi selongsong dihitung sehingga jumlah tekanan hidrodinamik dan tekanan statis kolom larutan di anulus lebih kecil dari tekanan rekahan formasi lemah. Selongsong semen harus selalu ditempatkan pada formasi kedap air yang stabil dan dipusatkan dengan lentera. Terapkan: a) jika penyerapan larutan tidak dapat dihindari selama penyemenan satu tahap; b) jika formasi dengan tekanan tekanan tinggi dibuka dan selama periode pengerasan larutan setelah penyemenan satu tahap, aliran silang dan pertunjukan gas dapat terjadi; c) jika penyemenan satu tahap membutuhkan partisipasi simultan dalam pengoperasian sejumlah besar pompa semen dan mesin pencampur. Kekurangan: kesenjangan waktu yang besar antara akhir penyemenan bagian bawah dan awal penyemenan bagian atas. Kekurangan ini sebagian besar dapat dihilangkan dengan memasang pengepak eksternal pada ok, di bawah selongsong yang disemen. Jika, setelah penyemenan tahap bawah, ruang annular sumur disegel dengan pengepak, maka Anda dapat segera mulai menyemen bagian atas.
Prinsip perhitungan casing string untuk kekuatan tarik aksial untuk sumur vertikal. Kekhususan perhitungan kolom untuk sumur miring dan menyimpang.
Perhitungan Casing dimulai dengan penentuan tekanan eksternal berlebih. [ 1 ]
Perhitungan string casing dilakukan selama desain untuk memilih ketebalan dinding dan kelompok kekuatan dari bahan pipa selubung, serta untuk memeriksa kepatuhan faktor keamanan standar yang ditetapkan dalam desain dengan yang diharapkan, dengan mempertimbangkan kondisi geologi, teknologi, kondisi pasar produksi. [ 2 ]
Perhitungan string casing dengan ulir trapesium untuk ketegangan dilakukan berdasarkan beban yang diijinkan. Saat menurunkan senar selubung dalam beberapa bagian, panjang bagian tersebut diambil sebagai panjang senar. [ 3 ]
Perhitungan Casing termasuk menentukan faktor-faktor yang mempengaruhi kerusakan selubung dan memilih nilai baja yang paling tepat untuk setiap operasi tertentu dalam hal keandalan dan ekonomi. Desain tali selubung harus memenuhi persyaratan tali selama penyelesaian dan pengoperasian sumur. [ 4 ]
Perhitungan string casing untuk sumur terarah berbeda dari yang diadopsi untuk sumur vertikal dengan pilihan kekuatan tarik tergantung pada intensitas kelengkungan lubang sumur, serta dengan penentuan tekanan eksternal dan internal, di mana posisi titik-titik karakteristik kemiringan sumur ditentukan oleh proyeksi vertikalnya.
Perhitungan string casing diproduksi sesuai dengan nilai maksimum tekanan eksternal dan internal berlebih, serta beban aksial (selama pengeboran, pengujian, operasi, perbaikan sumur), dengan mempertimbangkan tindakan terpisah dan bersamanya.
Perbedaan utama perhitungan string casing untuk sumur directional dari perhitungan untuk sumur vertikal adalah untuk menentukan kekuatan tarik yang dihasilkan tergantung pada intensitas kelengkungan lubang sumur, serta perhitungan tekanan eksternal dan internal, dengan mempertimbangkan perpanjangan lubang sumur.
Pemilihan casing dan perhitungan string casing untuk kekuatan dilakukan dengan mempertimbangkan tekanan eksternal dan internal berlebih maksimum yang diharapkan ketika solusi sepenuhnya digantikan oleh fluida formasi, serta beban aksial pada pipa dan agresivitas fluida pada tahap konstruksi dan operasi sumur berdasarkan struktur yang ada.
Beban utama dalam perhitungan kekuatan string adalah beban tarik aksial dari beratnya sendiri, serta tekanan berlebih eksternal dan internal selama penyemenan dan operasi sumur. Selain itu, beban lain bekerja pada kolom:
· beban dinamis aksial selama periode gerakan goyah kolom;
· beban aksial karena gaya gesekan tali terhadap dinding sumur selama penurunannya;
· beban tekan dari bagian beratnya sendiri saat menurunkan kolom ke bawah;
· beban lentur yang timbul pada sumur yang menyimpang.
Perhitungan rangkaian produksi untuk sumur minyak
Konvensi yang diadopsi dalam rumus:
Jarak dari kepala sumur ke sepatu tali, m L
Jarak dari kepala sumur ke bubur semen, m h
Jarak dari kepala sumur ke level cairan di kolom, m N
Kerapatan cairan crimping, g/cm 3 r pendingin
Densitas fluida pengeboran di belakang senar, g/cm 3 r BR
Massa jenis zat cair dalam kolom r B
Kepadatan bubur semen di belakang kolom r CR
Tekanan internal yang berlebihan pada kedalaman z, MPa R WIz
Tekanan eksternal yang berlebihan pada kedalaman z P NIz
Tekanan eksternal kritis yang berlebihan, di mana tegangan
Tekanan di badan pipa mencapai titik luluh
Tekanan reservoir pada kedalaman z R PL
Tekanan Crimping
Berat total kolom bagian yang dipilih, N (MN) Q
Faktor pembongkaran cincin semen k
Faktor keamanan saat menghitung tekanan berlebih eksternal n KR
Faktor kekuatan tarik n STR
Gambar 69—Skema penyemenan sumur
Pada h > H Kami menentukan tekanan eksternal berlebih (pada tahap penyelesaian operasi) untuk poin karakteristik berikut.
1: z = 0; n.i.z = 0,01ρ br * z; (86)
2: z = H; P n dan z = 0,01ρ b. p * H, (MPa); (87)
3: z = j; P n.i z \u003d (0,01 [ρ b.p h - in (h - H)]), (MPa); (88)
4: z = L; R n.i z \u003d (0,01 [(ρ c.r - c) L - (ρ c. r - b. r) h + dalam H)] (1 - k), (MPa). (89)
Membangun diagram ABCD(Gambar 70). Untuk melakukan ini, dalam arah horizontal dalam skala yang diterima, kami menyisihkan nilai ρ
n. dan z
di titik-titik 1
-4
(lihat diagram) dan hubungkan titik-titik ini secara seri satu sama lain dengan segmen garis lurus
Gambar 70. Diagram Eksternal dan Internal
tekanan berlebih
Kami menentukan tekanan internal berlebih dari kondisi pengujian casing untuk kekencangan dalam satu langkah tanpa pengepak.
Tekanan kepala sumur: P y \u003d P pl - 0,01 ρ di L (MPa). (90)
Faktor utama yang mempengaruhi kualitas penyemenan sumur dan sifat pengaruhnya.
Kualitas pemisahan formasi permeabel dengan penyemenan tergantung pada kelompok faktor berikut: a) komposisi campuran sumbat; b) komposisi dan sifat bubur semen; c) metode penyemenan; d) kelengkapan penggantian cairan perpindahan dengan bubur semen di ruang annular sumur; e) kekuatan dan kekencangan pelekatan batu semen ke tali selubung dan dinding sumur; f) penggunaan sarana tambahan untuk mencegah terjadinya filtrasi dan pembentukan saluran suffusion dalam bubur semen selama periode pengentalan dan pengerasan; g) mode istirahat sumur selama periode pengentalan dan pengaturan bubur semen.
Prinsip-prinsip untuk menghitung jumlah bahan penyemenan yang diperlukan, mesin pencampur dan unit penyemenan untuk persiapan dan injeksi bubur penyemenan ke dalam casing string. Skema peralatan pengikat pengikat.
Perlu untuk menghitung penyemenan untuk kondisi berikut:
- koefisien cadangan pada puncak kenaikan bubur semen, diperkenalkan untuk mengkompensasi faktor-faktor yang tidak dapat diperhitungkan (ditentukan secara statistik sesuai dengan data penyemenan sumur sebelumnya); dan - masing-masing, diameter rata-rata sumur dan diameter luar selubung produksi, m; - panjang bagian penyemenan, m; - diameter dalam rata-rata selubung produksi, m; - tinggi (panjang) gelas semen yang tertinggal di selubung, m; , dengan mempertimbangkan kompresibilitasnya, - = 1,03; - - koefisien dengan memperhitungkan hilangnya semen selama operasi bongkar muat dan persiapan larutan; - - - kepadatan bubur semen , kg / m3 - kepadatan lumpur pengeboran, kg / m3; n - kadar air relatif; - densitas air, kg / m3; - densitas curah semen, kg / m3;
Volume bubur semen yang dibutuhkan untuk penyemenan interval sumur tertentu (m3): Vc.p.=0,785*kp*[(2-dn2)*lc+d02*hc]
Volume fluida perpindahan: Vpr=0,785* - *d2*(Lc-);
Volume cairan penyangga: Vb=0,785*(2-dn2)*lb;
Massa semen Portland sumur minyak: = - **Vцр/(1+n);
Volume air untuk pembuatan bubur semen, m3: Vw = Mts*n/(kts*pv);
Sebelum penyemenan, bahan semen kering dimasukkan ke dalam hopper mesin pencampur, jumlah yang dibutuhkan adalah: nc = Mts/Vcm, di mana Vcm adalah volume hopper mixer.
Metode untuk melengkapi bagian bawah sumur di zona formasi produktif. Kondisi di mana masing-masing metode ini dapat digunakan.
1. Sebuah deposit produktif dibor tanpa menghalangi batuan di atasnya dengan casing string khusus, kemudian casing string diturunkan ke bawah dan disemen. Untuk mengomunikasikan rongga internal selubung dengan endapan produktif, itu dilubangi, mis. sejumlah besar lubang dibor di kolom. Metode ini memiliki keuntungan sebagai berikut: mudah diterapkan; memungkinkan untuk berkomunikasi secara selektif dengan baik dengan interlayer dari deposit produktif; biaya pengeboran itu sendiri mungkin lebih murah dibandingkan dengan metode masuk lainnya.
2. Sebelumnya, casing string diturunkan dan disemen ke atas deposit produktif, mengisolasi batuan di atasnya. Reservoir produktif kemudian dibor dengan bit berdiameter lebih kecil dan lubang sumur di bawah sepatu casing dibiarkan terbuka. Metode ini hanya dapat diterapkan jika endapan produktif terdiri dari batuan yang stabil dan hanya jenuh dengan satu cairan; itu tidak memungkinkan eksploitasi selektif dari interlayer apa pun.
3. Ini berbeda dari yang sebelumnya di lubang sumur di deposit produktif ditutupi dengan filter, yang digantung di tali selubung; ruang antara layar dan tali sering disegel dengan pengepak. Metode ini memiliki kelebihan dan keterbatasan yang sama dengan yang sebelumnya. Berbeda dengan yang sebelumnya, dapat diambil dalam kasus di mana deposit produktif terdiri dari batuan yang tidak cukup stabil selama operasi.
4. Sumur ditutup dengan seutas pipa ke atap deposit produktif, kemudian yang terakhir dibor dan ditutup dengan liner. Liner disemen sepanjang panjangnya dan kemudian dilubangi terhadap interval yang telah ditentukan. Dengan metode ini, kontaminasi reservoir yang signifikan dapat dihindari dengan memilih cairan pembilasan hanya dengan mempertimbangkan situasi di reservoir itu sendiri. Ini memungkinkan eksploitasi selektif berbagai interlayers dan memungkinkan Anda mengembangkan sumur dengan cepat dan hemat biaya.
5. Ini berbeda dari metode pertama hanya dalam hal setelah mengebor deposit produktif, tali selubung diturunkan ke dalam sumur, bagian bawahnya sebelumnya terbuat dari pipa dengan lubang berlubang, dan disemen hanya di atas atap simpanan produktif. Bagian berlubang kolom ditempatkan terhadap deposit produktif. Dengan metode ini, tidak mungkin untuk memastikan eksploitasi selektif dari satu atau beberapa interlayer lainnya.
Faktor-faktor yang diperhitungkan ketika memilih bahan penyemenan untuk penyemenan interval sumur tertentu.
Pilihan bahan grouting untuk penyemenan casing string ditentukan oleh karakteristik litofasis bagian, dan faktor utama yang menentukan komposisi bubur grouting adalah suhu, tekanan reservoir, tekanan rekahan hidrolik, keberadaan endapan garam, jenis cairan , dll. Dalam kasus umum, bubur grouting terdiri dari semen grouting, bahan pencampur medium, akselerator dan penghambat waktu pengerasan, pengurang indeks filtrasi dan aditif khusus. Semen sumur minyak dipilih sebagai berikut: sesuai dengan interval suhu, sesuai dengan interval untuk mengukur kepadatan bubur semen, sesuai dengan jenis cairan dan endapan dalam interval penyemenan, merek semen ditentukan. Media pencampur dipilih tergantung pada keberadaan endapan garam di bagian sumur atau tingkat salinitas air formasi. Untuk mencegah penebalan dini bubur semen dan penyiraman cakrawala produktif, perlu untuk mengurangi laju filtrasi bubur semen. NTF, gipan, CMC, PVA-TR digunakan sebagai reduksi indikator ini. Tanah liat, soda api, kalsium klorida, dan kromat digunakan untuk meningkatkan stabilitas termal aditif kimia, untuk menyusun sistem dispersi, dan untuk menghilangkan efek samping saat menggunakan reagen tertentu.
Pemilihan set inti untuk mendapatkan inti berkualitas tinggi.
Alat penerima inti - alat yang menyediakan penerimaan, pemisahan dari massa g / p dan pelestarian inti selama proses pengeboran dan selama transportasi melalui sumur. hingga mengekstraknya di pov-Th untuk penelitian. Varietas: - P1 - untuk pengeboran putar dengan penerima inti yang dapat dilepas (dapat diambil oleh BT), - P2 - penerima inti yang tidak dapat dilepas, - T1 - untuk pengeboran turbin dengan penerima inti yang dapat dilepas, - T2 - dengan penerima inti yang tidak dapat dilepas. Jenis: - untuk pengambilan sampel inti dari susunan g / s padat (barel inti ganda dengan penerima inti, diisolasi dari saluran pankreas dan berputar dengan tubuh proyektil), - untuk coring dalam g / c retak, kusut, atau bergantian dalam kepadatan dan kekerasan (penerima inti tidak berputar, tergantung pada satu atau lebih bantalan dan ekstraktor inti dan pemegang inti yang andal), - untuk pengambilan sampel inti dalam jumlah besar g / n, mudah dipotong. dan pencucian. PZH (harus menyediakan penyegelan lengkap inti dan pemblokiran lubang penerima inti di akhir pengeboran)
Fitur desain dan aplikasi pipa bor.
Pipa bor terkemuka berfungsi untuk mentransfer putaran dari rotor ke string bor. Pipa bor biasanya berbentuk persegi atau heksagonal. Mereka dibuat dalam dua versi: prefabrikasi dan solid. Pipa bor dengan ujung yang rusak datang dengan gangguan di dalam dan di luar. Pipa bor dengan ujung penghubung yang dilas dibuat dalam dua jenis: TBPV - dengan ujung penghubung yang dilas di sepanjang bagian yang terganggu dan TBP - dengan ujung penghubung yang dilas di sepanjang bagian yang tidak terganggu.di ujung pipa, ulir silinder dengan pitch 4 mm, sambungan dorong pipa dengan kunci, kawin erat dengan kunci. Pipa bor dengan kerah penstabil berbeda dari pipa standar adanya bagian pipa yang halus tepat di belakang puting yang disekrup dan sambungan kunci dan sabuk penyegel yang stabil pada kunci, ulir trapesium berbentuk kerucut (1:32) dengan pitch 5,08 mm dengan perkawinan di sepanjang diameter bagian dalam…… ….
Prinsip perhitungan tali bor saat mengebor dengan motor lubang bawah .
Perhitungan BC saat mengebor SP bagian miring lurus dari sumur terarah
Qprod=Qcosα; Qnorm=Qsinα; Ftr=μQн=μQsinα;(μ~0,3);
Pprod=Qprod+Ftr=Q(sinα+μsinα)
LI>=Lsp+Lbt+Lnc+lI1+…+l1n
Perhitungan BC saat mengebor bagian melengkung 3D dari sumur terarah.
II
Pi=FIItr+QIIproyek QIIproject=|goR(sinαk-sinαn)|
Pi=μ|±2goR2(sinαk-sinαn)-goR2sinαkΔα±PnΔα|+|goR2(sinαk-sinαn)|
=-- Jika>, maka cos
“-Pn” – saat kelengkungan disetel “+Pn” – saat kelengkungan disetel ulang
dianggap bahwa pada bagian BC terdiri dari satu bagian =πα/180=0.1745α
Prinsip-prinsip perhitungan string bor dalam pengeboran putar.
Perhitungan statis, ketika tegangan siklik bolak-balik tidak diperhitungkan, tetapi tegangan lentur dan torsi konstan diperhitungkan
Untuk kekuatan atau daya tahan yang cukup
Perhitungan statis untuk sumur vertikal:
; 
Kz=1.4 - pada norma. konv. Kz=1,45 - dengan komplikasi. konv.
untuk lereng
;
; 
modus pengeboran. Metode pengoptimalannya
Mode pengeboran - kombinasi parameter yang secara signifikan memengaruhi kinerja mata bor dan yang dapat diubah oleh pengebor dari konsolnya.
Pd [kN] – berat pada bit, n [rpm] – frekuensi rotasi bit, Q [l/s] – laju aliran (feed) ind. baik, H [m] - penetrasi per bit, Vm [m / h] - mekanisme. tingkat penetrasi, Vav=H/tB – rata-rata, Vm(t)=dh/dtB – sesaat, Vr [m/h] – kecepatan pengeboran saluran, Vr=H/(tB + tSPO + tB), C [gosok/m ] – biaya operasi per 1m penetrasi, C=(Cd+Sch(tB + tSPO + tB))/H, Cd – biaya bit; Cch - biaya 1 jam bor kerja. putaran. Optimalisasi mode pengeboran: maxVp – pengintaian. baik, minC – exp. dengan baik..
(Pd, n, Q)opt=minC, maxVr
C=f1(Pd, n, Q) ; Vp=f2(Pd, n, Q)
Tahapan pencarian mode optimal - pada tahap desain - optimasi operasional mode pengeboran - penyesuaian mode desain dengan mempertimbangkan informasi yang diperoleh selama proses pengeboran
Dalam proses desain, kami menggunakan inf. diperoleh dengan mengebor sumur. di wilayah ini, dalam analog. cond., data di goelog. bagian sumur., rekomendasi dari bor pabrikan. instr., karakteristik kerja motor downhole.
2 cara untuk memilih bit atas di lubang bawah:
|
|
|
- grafik tgα=dh/dt=Vm(t)=h(t)/(topt+tsp+tv) - analitis
Klasifikasi metode stimulasi aliran masuk selama pengembangan sumur.
Pengembangan berarti serangkaian pekerjaan untuk menyebabkan masuknya cairan dari formasi produktif, membersihkan zona dekat sumur dari polusi dan menyediakan kondisi untuk memperoleh produktivitas sumur setinggi mungkin.
Untuk mendapatkan aliran masuk dari cakrawala produktif, perlu untuk mengurangi tekanan di dalam sumur secara signifikan di bawah tekanan formasi. Ada berbagai cara untuk mengurangi tekanan, baik berdasarkan penggantian cairan pengeboran berat dengan yang lebih ringan, atau pada penurunan level cairan secara bertahap atau tajam dalam rangkaian produksi. Untuk menginduksi aliran masuk dari reservoir yang terdiri dari batuan yang stabil lemah, metode digunakan untuk mengurangi tekanan secara bertahap atau dengan fluktuasi tekanan amplitudo kecil untuk mencegah kerusakan reservoir. Jika formasi produktif terdiri dari batuan yang sangat kuat, maka seringkali efek terbesar diperoleh dengan penciptaan cekungan besar yang tajam. Ketika memilih metode untuk menginduksi aliran masuk, besarnya dan sifat penciptaan penarikan, perlu untuk mempertimbangkan stabilitas dan struktur batuan reservoir, komposisi dan sifat cairan yang menjenuhkannya, tingkat kontaminasi selama pembukaan, kehadiran cakrawala permeabel yang terletak di dekat dan di bawah, kekuatan tali selubung dan keadaan penyangga sumur. Dengan penciptaan drawdown besar yang sangat tajam, pelanggaran kekuatan dan kekencangan lapisan dimungkinkan, dan dengan peningkatan tekanan jangka pendek namun kuat di dalam sumur, penyerapan cairan ke dalam formasi produktif.
Mengganti cairan yang berat dengan yang lebih ringan. Tali tubing diturunkan hampir ke lubang dasar jika formasi produktif terdiri dari batuan yang stabil, atau kira-kira ke perforasi atas jika batuan tidak cukup stabil. Cairan biasanya diganti dengan metode sirkulasi terbalik: cairan dipompa ke ruang annular oleh pompa piston bergerak, yang densitasnya kurang dari densitas cairan pembilasan dalam rangkaian produksi. Saat cairan yang lebih ringan mengisi anulus dan menggantikan cairan yang lebih berat di dalam pipa, tekanan di dalam pompa meningkat. Ini mencapai maksimum pada saat cairan ringan mendekati sepatu tabung. p wmt =(p pr -r cool)qz nkt +p nkt +p mt, di mana p pr dan p exp adalah massa jenis cairan berat dan ringan, kg/m; z tubing - kedalaman penurunan string tubing, m; p nkt dan p mt - kerugian hidraulik pada tali pipa dan anulus, Pa. Tekanan ini tidak boleh melebihi tekanan uji tekanan casing produksi p< p оп.
Jika batuan stabil lemah, nilai penurunan densitas untuk satu siklus sirkulasi semakin berkurang, kadang sampai p -p = 150-200 kg/m3. Ketika merencanakan pekerjaan untuk memanggil aliran masuk, seseorang harus mempertimbangkan hal ini dan menyiapkan wadah terlebih dahulu dengan pasokan cairan dengan kepadatan yang sesuai, serta peralatan kontrol kepadatan.
Saat memompa cairan yang lebih ringan, keadaan sumur dipantau sesuai dengan pembacaan pengukur tekanan dan rasio laju aliran cairan yang disuntikkan ke dalam anulus dan mengalir keluar dari tabung. Jika laju aliran fluida yang keluar meningkat, ini merupakan tanda bahwa aliran masuk dari reservoir telah dimulai. Dalam kasus peningkatan cepat laju aliran di saluran keluar tabung dan penurunan tekanan di ruang annular, aliran keluar diarahkan melalui saluran dengan choke.
Jika mengganti cairan pembilasan berat dengan air bersih atau tidak ada cukup minyak yang dihilangkan gasnya untuk menghasilkan aliran yang stabil dari reservoir, metode lain untuk meningkatkan penarikan atau stimulasi digunakan.
Ketika reservoir terdiri dari batuan yang stabil lemah, pengurangan tekanan lebih lanjut dimungkinkan dengan mengganti air atau minyak dengan campuran gas-cair. Untuk melakukan ini, pompa piston dan kompresor bergerak terhubung ke anulus sumur. Setelah membilas sumur ke air bersih, aliran pompa diatur sehingga tekanan di dalamnya secara signifikan lebih rendah daripada yang diizinkan untuk kompresor, dan laju aliran ke bawah berada pada level sekitar 0,8-1 m/s, dan kompresor dihidupkan. Aliran udara yang diinjeksikan oleh kompresor dicampur dalam aerator dengan aliran air yang disuplai oleh pompa, dan campuran gas-cair memasuki anulus; tekanan di kompresor dan pompa kemudian akan mulai meningkat dan mencapai maksimum pada saat campuran mendekati sepatu tabung. Saat campuran gas-cair bergerak di sepanjang tali pipa dan air yang tidak berkarbonasi dipindahkan, tekanan di kompresor dan pompa akan berkurang. Derajat aerasi dan pengurangan tekanan statis di dalam sumur meningkat dalam langkah-langkah kecil setelah selesainya satu atau dua siklus sirkulasi sehingga tekanan di ruang annular di mulut tidak melebihi yang diizinkan untuk kompresor.
Kerugian yang signifikan dari metode ini adalah kebutuhan untuk mempertahankan laju aliran udara dan air yang cukup tinggi. Dimungkinkan untuk secara signifikan mengurangi konsumsi udara dan air dan memastikan penurunan tekanan yang efektif di dalam sumur saat menggunakan busa dua fase alih-alih campuran air-udara. Busa tersebut dibuat berdasarkan air mineral, udara dan surfaktan berbusa yang sesuai.
Mengurangi tekanan di dalam sumur dengan kompresor. Untuk menginduksi aliran masuk dari formasi yang terdiri dari batuan yang kuat dan stabil, metode kompresor untuk mengurangi tingkat cairan di dalam sumur banyak digunakan. Inti dari salah satu varietas metode ini adalah sebagai berikut. Kompresor bergerak memompa udara ke ruang annular sedemikian rupa untuk mendorong tingkat cairan di dalamnya sejauh mungkin, menganginkan cairan di dalam tabung dan membuat depresi, diperlukan untuk mendapatkan aliran masuk dari reservoir. Jika tingkat statis cairan di dalam sumur sebelum dimulainya operasi berada di mulut, kedalaman di mana tingkat di anulus dapat didorong kembali saat udara disuntikkan.
Jika z cn > z tubing, maka udara yang diinjeksikan oleh kompresor akan masuk ke dalam tubing dan mulai menganginkan cairan di dalamnya segera setelah level di ruang annular turun ke sepatu tubing.
Jika z cn > z tubing, maka sebelumnya, saat menurunkan tubing ke dalam sumur, katup start khusus dipasang di dalamnya. Katup start atas dipasang pada kedalaman z "start = z" sn - 20m. Ketika udara disuntikkan oleh kompresor, katup awal akan terbuka pada saat tekanan di dalam tabung dan di ruang annular pada kedalaman pemasangannya sama; dalam hal ini, udara akan mulai keluar melalui katup di dalam tabung dan menganginkan cairan, dan tekanan di ruang annular dan di dalam tabung akan berkurang. Jika, setelah tekanan di dalam sumur berkurang, aliran masuk dari formasi tidak dimulai dan hampir semua cairan dari pipa di atas katup dipindahkan oleh udara, katup akan menutup, tekanan di ruang annular akan meningkat lagi, dan tingkat cairan akan turun ke katup berikutnya. Kedalaman z"" dari pemasangan katup berikutnya dapat ditemukan dari persamaan jika kita memasukkannya z \u003d z "" + 20 dan z st \u003d z" sn.
Jika sebelum dimulainya operasi tingkat statis cairan di dalam sumur terletak jauh di bawah kepala sumur, maka ketika udara disuntikkan ke dalam ruang annular dan ketinggian cairan didorong kembali ke kedalaman z cn, tekanan pada pembentukan produktif meningkat, yang dapat menyebabkan penyerapan sebagian cairan ke dalamnya. Dimungkinkan untuk mencegah penyerapan cairan ke dalam formasi jika pengepak dipasang di ujung bawah tali pipa, dan katup khusus dipasang di dalam tali pipa dan menggunakan perangkat ini untuk memisahkan zona formasi produktif dari bagian lainnya. sumur. Dalam hal ini, ketika udara disuntikkan ke dalam ruang annular, tekanan pada formasi akan tetap tidak berubah sampai tekanan dalam tali pipa di atas katup turun di bawah tekanan formasi. Segera setelah penarikan cukup untuk aliran masuk fluida formasi, katup akan naik dan fluida formasi akan mulai naik di sepanjang tubing.
Setelah menerima masuknya minyak atau gas, sumur harus bekerja untuk beberapa waktu dengan laju aliran setinggi mungkin, sehingga cairan pengeboran dan filtratnya yang telah menembus di sana, serta partikel lanau lainnya, dapat dikeluarkan dari dekat- zona lubang sumur; pada saat yang sama, laju aliran diatur sehingga penghancuran reservoir tidak dimulai. Secara berkala, sampel fluida yang mengalir dari sumur diambil sampelnya untuk mempelajari komposisi dan sifat-sifatnya serta mengontrol kandungan partikel padat di dalamnya. Dengan mengurangi kandungan partikel padat, proses pembersihan zona dekat-batang dari polusi dinilai.
Jika, meskipun terjadi penarikan besar, laju aliran sumur rendah, maka biasanya menggunakan berbagai metode untuk merangsang reservoir.
Klasifikasi metode stimulasi aliran masuk dalam proses pengembangan sumur.
Berdasarkan analisis faktor-faktor yang dikendalikan, dimungkinkan untuk membangun klasifikasi metode stimulasi buatan baik pada reservoir secara keseluruhan maupun pada zona lubang dasar masing-masing sumur tertentu. Menurut prinsip tindakan, semua metode pengaruh buatan dibagi menjadi beberapa kelompok berikut:
1. Hidro-gas dinamis.
2. Fisik dan kimia.
3. Termal.
4. Gabungan.
Di antara metode stimulasi buatan formasi, yang paling luas adalah metode hidro-gas-dinamis yang terkait dengan pengendalian besarnya tekanan reservoir dengan memompa berbagai cairan ke dalam reservoir. Saat ini, lebih dari 90% minyak yang diproduksi di Rusia dikaitkan dengan metode kontrol tekanan reservoir dengan memompa air ke reservoir, yang disebut metode pemeliharaan tekanan reservoir (RPM). Di beberapa lapangan, pemeliharaan tekanan dilakukan dengan injeksi gas.
Analisis pengembangan lapangan menunjukkan bahwa jika tekanan reservoir rendah, loop umpan cukup dihapus dari sumur, atau rezim drainase tidak aktif, tingkat perolehan minyak mungkin cukup rendah; faktor perolehan minyak juga rendah. Dalam semua kasus ini, penggunaan satu atau lain sistem PPD diperlukan.
Dengan demikian, masalah utama pengelolaan proses pengembangan cadangan dengan stimulasi buatan reservoir dikaitkan dengan studi tentang genangan air.
Metode dampak buatan pada zona lubang bawah sumur memiliki kemungkinan yang jauh lebih luas. Dampak pada zona lubang bawah sudah dilakukan pada tahap pembukaan awal cakrawala produktif selama pembangunan sumur, yang, sebagai suatu peraturan, menyebabkan penurunan sifat-sifat zona lubang bawah. Yang paling luas adalah metode mempengaruhi zona lubang bawah selama operasi sumur, yang, pada gilirannya, dibagi menjadi metode intensifikasi aliran masuk atau injeksi dan metode pembatasan atau isolasi aliran air (pekerjaan perbaikan dan isolasi - RIR).
Klasifikasi metode mempengaruhi zona lubang dasar dengan tujuan mengintensifkan aliran masuk atau injektivitas disajikan dalam: tab. satu, dan untuk membatasi atau mengisolasi aliran air masuk - in tab. 2. Sangat jelas bahwa tabel di atas, karena cukup lengkap, hanya berisi metode praktik dampak buatan yang paling banyak diuji pada CCD. Mereka tidak mengecualikan, tetapi sebaliknya, menyarankan perlunya penambahan baik dalam hal metode pemaparan dan bahan yang digunakan.
Sebelum melanjutkan ke pertimbangan metode pengelolaan pengembangan cadangan, perlu diketahui bahwa objek penelitian adalah sistem yang kompleks yang terdiri dari deposit (zona jenuh minyak dan daerah imbuhan) dengan sifat reservoir dan cairan jenuh dan sejumlah tertentu sumur secara sistematis ditempatkan pada deposit. Sistem ini terpadu secara hidrodinamik, yang menyiratkan bahwa setiap perubahan pada salah satu elemennya secara otomatis mengarah pada perubahan yang sesuai dalam pengoperasian seluruh sistem, mis. sistem ini menyesuaikan diri.
Jelaskan cara teknis untuk memperoleh informasi operasional selama proses pengeboran.
Dukungan informasi untuk proses pengeboran sumur minyak dan gas merupakan mata rantai terpenting dalam proses pembangunan sumur, terutama dalam pengembangan dan pengembangan lapangan minyak dan gas baru.
Persyaratan dukungan informasi untuk pembangunan sumur minyak dan gas dalam situasi ini adalah transfer teknologi informasi ke dalam kategori pendukung informasi dan pengaruh informasi, di mana dukungan informasi, bersama dengan memperoleh jumlah informasi yang diperlukan, akan memberikan tambahan ekonomi, teknologi, atau efek lainnya. Teknologi ini mencakup pekerjaan kompleks berikut:
kontrol parameter teknologi tanah dan pemilihan mode pengeboran yang paling optimal (misalnya, pemilihan bobot optimal pada bit yang memastikan tingkat penetrasi yang tinggi);
pengukuran downhole dan logging saat pengeboran (sistem MWD dan LWD);
pengukuran dan pengumpulan informasi, disertai dengan kontrol simultan dari proses teknologi pengeboran (kontrol lintasan sumur horizontal dengan bantuan orientator downhole yang dikendalikan sesuai dengan sistem telemetri downhole).
Dalam dukungan informasi dari proses konstruksi sumur, peran yang sangat penting dimainkan oleh: penelitian geologi dan teknologi (GTI). Tugas utama jasa mud logging adalah mempelajari struktur geologi bagian sumur, mengidentifikasi dan mengevaluasi strata produktif serta meningkatkan kualitas konstruksi sumur berdasarkan informasi geologi, geokimia, geofisika dan teknologi yang diperoleh selama proses pemboran. Informasi operasional yang diterima oleh layanan GTI sangat penting ketika mengebor sumur eksplorasi di daerah yang jarang dipelajari dengan kondisi penambangan dan geologi yang sulit, serta saat mengebor sumur terarah dan horizontal.
Namun, karena persyaratan baru untuk dukungan informasi dari proses pengeboran, tugas yang diselesaikan oleh layanan mud logging dapat diperluas secara signifikan. Staf operator yang berkualifikasi tinggi dari pihak GTI, yang bekerja di rig pengeboran, di seluruh siklus konstruksi sumur, di hadapan perangkat keras dan alat metodologis dan perangkat lunak yang sesuai, mampu memecahkan secara praktis berbagai tugas untuk dukungan informasi dari proses pengeboran:
penelitian geologi, geokimia dan teknologi;
pemeliharaan dan pengoperasian dengan sistem telemetri (sistem MWD dan LWD);
pemeliharaan sistem pengukuran dan logging otonom yang dijalankan pada pipa;
kontrol parameter lumpur pengeboran;
kontrol kualitas casing sumur;
studi fluida reservoir selama pengujian dan pengujian sumur;
pencatatan kabel;
jasa pengawasan, dll.
Dalam beberapa kasus, kombinasi dari pekerjaan ini di pihak survei geologi secara ekonomi lebih menguntungkan dan memungkinkan penghematan biaya yang tidak produktif untuk pemeliharaan pihak geofisika khusus yang terfokus secara sempit, dan meminimalkan biaya transportasi.
Namun, pada saat ini, tidak ada sarana teknis dan metodologis perangkat lunak yang memungkinkan untuk menggabungkan karya-karya yang terdaftar menjadi satu rantai teknologi di stasiun GTI.
Oleh karena itu, perlu untuk mengembangkan stasiun GTI generasi baru yang lebih maju, yang akan memperluas fungsionalitas stasiun GTI. Pertimbangkan area kerja utama dalam kasus ini.
Persyaratan dasar untuk stasiun GTI modern adalah keandalan, keserbagunaan, modularitas, dan keinformatifan.
Struktur stasiun ditunjukkan pada gambar. 1. Ini dibangun berdasarkan prinsip sistem pengumpulan jarak jauh terdistribusi, yang saling berhubungan menggunakan antarmuka serial standar. Sistem pengumpulan tingkat rendah utama adalah hub yang dirancang untuk memisahkan antarmuka serial dan menghubungkan individu bagian penyusun stasiun: modul pencatatan gas, modul instrumen geologi, sensor digital atau analog, papan informasi. Melalui hub yang sama, modul dan sistem otonom lainnya terhubung ke sistem pengumpulan (ke komputer perekaman operator) - modul kontrol kualitas selubung sumur (blok manifold), modul berbasis darat untuk sistem telemetri downhole, sistem perekaman data geofisika Tipe Hector atau Vulcan, dan lain-lain.
Beras. 1. Diagram blok stasiun GTI yang disederhanakan
Hub harus secara bersamaan menyediakan isolasi galvanik untuk komunikasi dan sirkuit daya. Tergantung pada tugas yang diberikan ke stasiun GTI, jumlah konsentrator dapat berbeda - dari beberapa unit hingga beberapa puluh buah. Perangkat lunak stasiun GTI memastikan kompatibilitas penuh dan pengoperasian yang lancar dalam satu lingkungan perangkat lunak untuk semua sarana teknis.
Sensor Variabel Proses
Sensor parameter teknologi yang digunakan di stasiun GTI adalah salah satu komponen terpenting dari stasiun. Efisiensi layanan mud logging dalam memecahkan masalah pemantauan dan manajemen operasional proses pengeboran sangat tergantung pada keakuratan pembacaan dan keandalan pengoperasian sensor. Namun, karena kondisi operasi yang keras (kisaran suhu yang luas dari -50 hingga +50 , lingkungan yang agresif, getaran yang kuat, dll.), sensor tetap menjadi tautan terlemah dan paling tidak dapat diandalkan dalam cara teknis pencatatan gas.
Sebagian besar sensor yang digunakan dalam batch produksi GTI dikembangkan pada awal 90-an menggunakan elemen dasar domestik dan elemen pengukur utama produksi dalam negeri. Selain itu, karena kurangnya pilihan, konverter primer yang tersedia untuk umum digunakan, yang tidak selalu memenuhi persyaratan ketat untuk bekerja di rig pengeboran. Ini menjelaskan keandalan sensor yang digunakan tidak cukup tinggi.
Prinsip-prinsip sensor pengukuran dan solusi desainnya dipilih sehubungan dengan rig pengeboran domestik gaya lama, dan oleh karena itu sulit untuk memasangnya pada rig pengeboran modern, dan terlebih lagi pada rig pengeboran buatan asing.
Berdasarkan hal tersebut di atas, pengembangan sensor generasi baru sangat relevan dan tepat waktu.
Saat mengembangkan sensor GTI, salah satu persyaratannya adalah adaptasinya ke semua rig pengeboran yang ada di pasar Rusia.
Ketersediaan berbagai pilihan sensor akurasi tinggi dan mikroprosesor berukuran kecil yang sangat terintegrasi memungkinkan pengembangan sensor presisi tinggi yang dapat diprogram dengan fungsionalitas hebat. Sensor memiliki tegangan suplai unipolar dan output digital dan analog. Kalibrasi dan penyesuaian sensor dilakukan secara terprogram dari komputer dari stasiun, kemungkinan kompensasi perangkat lunak untuk kesalahan suhu dan linearisasi karakteristik sensor disediakan. Bagian digital dari papan elektronik untuk semua jenis sensor memiliki jenis yang sama dan hanya berbeda dalam pengaturan program internal, yang membuatnya bersatu dan dapat dipertukarkan selama pekerjaan perbaikan. Penampilan sensor ditunjukkan pada gambar. 2.
Beras. 2. Sensor parameter teknologi
Sel beban kait memiliki sejumlah fitur (Gbr. 3). Prinsip pengoperasian sensor didasarkan pada pengukuran gaya tegangan garis pengeboran di ujung "mati" menggunakan sensor gaya pengukur regangan. Sensor memiliki prosesor built-in dan memori non-volatile. Semua informasi terdaftar dan disimpan dalam memori ini. Jumlah memori memungkinkan Anda untuk menyimpan sejumlah informasi bulanan. Sensor dapat dilengkapi dengan catu daya otonom, yang memastikan pengoperasian sensor saat catu daya eksternal terputus.
Beras. 3. Sensor berat kait
Papan informasi juru bor dirancang untuk menampilkan dan memvisualisasikan informasi yang diterima dari sensor. Penampilan papan skor ditunjukkan pada gambar. empat.
Pada panel depan konsol bor terdapat enam skala linier dengan indikasi digital tambahan untuk menampilkan parameter: torsi pada rotor, tekanan SF di saluran masuk, kerapatan SF di saluran masuk, level SF di tangki, aliran SF di saluran masuk , SF mengalir di pintu keluar. Parameter berat pada hook, WOB ditampilkan pada dua skala melingkar dengan duplikasi tambahan dalam bentuk digital, dengan analogi dengan GIV. Di bagian bawah papan terdapat satu skala linier untuk menampilkan kecepatan pengeboran, tiga indikator digital untuk menampilkan parameter - kedalaman lubang dasar, posisi di atas lubang dasar, kandungan gas. Indikator alfanumerik dirancang untuk menampilkan pesan teks dan peringatan.
Beras. 4. Tampilan papan informasi
Modul geokimia
Modul geokimia stasiun termasuk kromatografi gas, penganalisis kandungan gas total, saluran gas-udara dan degasser cairan pengeboran.
yang terpenting bagian yang tidak terpisahkan modul geokimia adalah kromatografi gas. Untuk identifikasi interval produktif yang jelas dan jelas dalam proses pembukaannya, diperlukan instrumen yang sangat andal, akurat, sangat sensitif yang memungkinkan Anda menentukan konsentrasi dan komposisi gas hidrokarbon jenuh dalam kisaran 110 -5 hingga 100 %. Untuk tujuan ini, untuk menyelesaikan stasiun GTI, a kromatografi gas "Rubin"(Gbr. 5) (lihat artikel di NTV edisi ini).
Beras. 5. Kromatografi bidang "Rubin"
Sensitivitas modul geokimia dari mud logging station juga dapat ditingkatkan dengan meningkatkan koefisien degassing dari fluida pengeboran.
Untuk melepaskan gas lubang bawah yang terlarut dalam cairan pengeboran, digunakan dua jenis degasser(Gbr. 6):
float degasser dari aksi pasif;
degasifiers aktif dengan pemisahan aliran paksa.
Degasser apung sederhana dan andal dalam pengoperasiannya, namun memberikan koefisien degassing tidak lebih dari 1-2%. Degasifiers dengan penghancuran aliran paksa dapat memberikan faktor degassing hingga 80-90%, tetapi kurang dapat diandalkan dan memerlukan pemantauan konstan.
Beras. 6. Penghilang gas lumpur
a) degasser pelampung pasif; b) degasser aktif
Analisis terus menerus dari total kandungan gas dilakukan dengan menggunakan sensor gas total jarak jauh. Keuntungan dari sensor ini dibandingkan penganalisis gas total tradisional yang terletak di stasiun terletak pada efisiensi informasi yang diterima, karena sensor ditempatkan langsung di rig pengeboran dan waktu tunda untuk mengangkut gas dari rig pengeboran ke stasiun dihilangkan. Selain itu, untuk melengkapi stasiun yang dikembangkan sensor gas untuk mengukur konsentrasi komponen non-hidrokarbon dari campuran gas yang dianalisis: hidrogen H 2 , karbon monoksida CO, hidrogen sulfida H 2 S (Gbr. 7).
Beras. 7. Sensor untuk mengukur kandungan gas
Modul geologi
Modul geologi stasiun menyediakan studi tentang stek bor, cairan inti dan reservoir dalam proses pengeboran sumur, pendaftaran dan pemrosesan data yang diperoleh.
Studi yang dilakukan oleh operator stasiun GTI memungkinkan untuk menyelesaikan hal berikut: tugas geologi utama:
pembagian litologi bagian;
pemilihan kolektor;
penilaian sifat kejenuhan reservoir.
Untuk solusi cepat dan berkualitas tinggi dari masalah ini, daftar instrumen dan peralatan yang paling optimal ditentukan, dan berdasarkan ini, kompleks instrumen geologis dikembangkan (Gbr. 8).
Beras. 8. Peralatan dan instrumen modul geologi stasiun
Mikroprosesor karbonatometer KM-1A dirancang untuk menentukan komposisi mineral batuan di bagian karbonat dengan stek dan inti. Perangkat ini memungkinkan Anda untuk menentukan persentase kalsit, dolomit, dan residu yang tidak larut dalam sampel batuan yang dipelajari. Perangkat ini memiliki mikroprosesor internal yang menghitung persentase kalsit dan dolomit, yang nilainya ditampilkan pada tampilan digital atau pada layar monitor. Modifikasi pengukur karbonat telah dikembangkan, yang memungkinkan untuk menentukan kandungan mineral siderit dalam batuan (densitas 3,94 g/cm 3 ), yang mempengaruhi kepadatan batuan karbonat dan semen batuan terrigenous, yang secara signifikan dapat mengurangi nilai porositas.
Pengukur kepadatan lumpur -1 dirancang untuk pengukuran densitas dan penilaian total porositas batuan menggunakan stek dan inti. Prinsip pengukuran perangkat ini adalah hidrometri, berdasarkan penimbangan sampel lumpur yang dipelajari di udara dan di air. Menggunakan pengukur kepadatan PSh-1, dimungkinkan untuk mengukur kepadatan batuan dengan kepadatan 1,1-3 g/cm³ .
Instalasi PP-3 dirancang untuk mengidentifikasi batuan reservoir dan mempelajari sifat reservoir batuan. Perangkat ini memungkinkan Anda untuk menentukan massa, kerapatan mineralogi, dan porositas total. Prinsip pengukuran perangkat ini adalah termogravimetri, berdasarkan pengukuran presisi tinggi dari berat sampel batuan yang dipelajari, yang sebelumnya jenuh dengan air, dan pemantauan terus menerus terhadap perubahan berat sampel ini saat uap air menguap saat dipanaskan. Pada saat penguapan kelembaban, seseorang dapat menilai nilai permeabilitas batuan yang dipelajari.
Unit distilasi cair UDZH-2 dimaksudkan untuk menilai sifat kejenuhan reservoir batuan dengan stek dan inti, sifat filtrasi dan kepadatan, dan juga memungkinkan Anda untuk menentukan saturasi minyak dan air sisa dengan stek inti dan bor langsung di lokasi pengeboran karena penggunaan pendekatan baru dalam sistem pendingin destilat. Pabrik menggunakan sistem pendingin kondensat berdasarkan elemen termoelektrik Peltier, bukan penukar panas air yang digunakan dalam perangkat tersebut. Ini mengurangi kehilangan kondensat dengan menyediakan pendinginan yang terkontrol. Prinsip pengoperasian instalasi didasarkan pada perpindahan cairan reservoir dari pori-pori sampel batuan karena: tekanan berlebih yang terjadi selama pemanasan yang dikontrol secara termostatik dari 90 hingga 200 ( 3 ), kondensasi uap di penukar panas dan pemisahan kondensat yang terbentuk selama proses distilasi, menurut densitas, menjadi minyak dan air.
Unit desorpsi dan pirolisis termal memungkinkan untuk menentukan keberadaan hidrokarbon bebas dan terserap oleh sampel kecil batuan (lumpur, potongan inti), serta untuk menilai keberadaan dan tingkat transformasi bahan organik, dan berdasarkan interpretasi data yang diperoleh, untuk mengidentifikasi interval reservoir, tutup produksi deposit di bagian sumur, dan juga untuk menilai kejenuhan kolektor alam.
Spektrometer IR dibuat untuk menentukan keberadaan dan kuantifikasi keberadaan hidrokarbon di batuan yang diteliti (gas kondensat, minyak ringan, minyak berat, bitumen, dll.) untuk menilai sifat kejenuhan reservoir.
Luminoskop LU-1M dengan iluminator UV jarak jauh dan perangkat fotografi dirancang untuk mempelajari potongan bor dan sampel inti di bawah sinar ultraviolet untuk menentukan keberadaan zat bitumen di batu, serta untuk mengukurnya. Prinsip pengukuran perangkat ini didasarkan pada sifat bitumoid, ketika disinari dengan sinar ultraviolet, memancarkan cahaya "dingin", intensitas dan warnanya memungkinkan penentuan secara visual keberadaan, komposisi kualitatif dan kuantitatif bitumoid dalam batuan yang diteliti. untuk menilai sifat kejenuhan reservoir. Perangkat untuk memotret ekstrak dimaksudkan untuk mendokumentasikan hasil analisis luminescent dan membantu menghilangkan faktor subjektif saat mengevaluasi hasil analisis. Sebuah iluminator jarak jauh memungkinkan pemeriksaan awal inti berukuran besar di rig pengeboran untuk mendeteksi keberadaan bitumoid.
Pengering lumpur OSH-1 dirancang untuk pengeringan cepat sampel lumpur di bawah pengaruh aliran panas. Dehumidifier memiliki pengatur waktu built-in yang dapat disesuaikan dan beberapa mode untuk menyesuaikan intensitas dan suhu aliran udara.
Kemampuan teknis dan informasi dari stasiun GTI yang dijelaskan memenuhi persyaratan modern dan memungkinkan penerapan teknologi baru untuk dukungan informasi untuk pembangunan sumur minyak dan gas.
Pertambangan dan karakteristik geologi bagian, mempengaruhi terjadinya, pencegahan dan penghapusan komplikasi.
Komplikasi dalam proses pengeboran muncul karena alasan berikut: penambangan yang kompleks dan kondisi geologis; kesadaran yang buruk tentang mereka; kecepatan pengeboran yang rendah, misalnya, karena waktu henti yang lama, solusi teknologi yang buruk yang tergabung dalam desain teknis untuk konstruksi sumur.
Ketika pengeboran rumit, kecelakaan lebih mungkin terjadi.
Karakteristik pertambangan dan geologis harus diketahui agar dapat menyusun proyek dengan benar untuk pembangunan sumur, untuk mencegah dan menangani komplikasi selama pelaksanaan proyek.
Tekanan reservoir (Рpl) - tekanan fluida dalam batuan dengan porositas terbuka. Ini adalah nama batuan di mana rongga berkomunikasi satu sama lain. Dalam hal ini, fluida formasi dapat mengalir menurut hukum hidromekanika. Batuan ini meliputi batuan sumbat, batupasir, reservoir horizon produktif.
Tekanan pori (Ppor) - tekanan dalam rongga tertutup, yaitu tekanan fluida di ruang pori di mana pori-pori tidak berkomunikasi satu sama lain. Sifat-sifat seperti itu dimiliki oleh lempung, batu asin, penutup kolektor.
Tekanan overburden (Pg) adalah tekanan hidrostatik (geostatik) pada kedalaman yang dipertimbangkan dari lapisan GP di atasnya.
Tingkat statis fluida reservoir di dalam sumur, ditentukan oleh persamaan tekanan kolom ini dengan tekanan reservoir. Ketinggiannya bisa di bawah permukaan bumi (sumur akan menyerap), bertepatan dengan permukaan (ada keseimbangan) atau berada di atas permukaan (sumur memancar) pl=rgz.
Tingkat dinamis cairan dalam sumur diatur di atas tingkat statis saat menambahkan ke sumur dan di bawahnya - saat menarik cairan, misalnya, saat memompa keluar dengan pompa submersible.
Depresi P=Pskv-Rpl<0 – давление в скважине меньше пластового. Наличие депрессии – необходимое условие для притока пластового флюида.
Represi =Рskv-Рpl>0 – tekanan di dalam sumur tidak lebih tinggi dari tekanan formasi. Penyerapan terjadi.
Koefisien anomali tekanan reservoir Ka=Рpl/rwgzpl (1), di mana zpl adalah kedalaman puncak reservoir yang ditinjau, rv adalah densitas air, g adalah percepatan jatuh bebas. Ka<1=>ANPD; Ka>1=>AVPD.
Kehilangan atau tekanan rekahan hidrolik p - tekanan di mana kehilangan semua fase cairan pengeboran atau penyemenan terjadi. Nilai Pp ditentukan secara empiris menurut pengamatan selama proses pemboran, atau dengan bantuan studi khusus di dalam sumur. Data yang diperoleh digunakan dalam pemboran sumur lain yang sejenis.
Grafik tekanan gabungan untuk komplikasi. Pilihan opsi desain sumur pertama.
Grafik tekanan gabungan. Pilihan opsi desain sumur pertama.
Untuk menyusun proyek teknis untuk pembangunan sumur dengan benar, perlu diketahui dengan tepat distribusi tekanan reservoir (pori) dan tekanan penyerapan (perekahan hidrolik) di atas kedalaman atau, yang sama, distribusi Ka dan Kp (dalam bentuk tak berdimensi). Distribusi Ka dan Kp disajikan pada grafik tekanan gabungan.
Distribusi Ka dan Kp secara mendalam z.
· Desain sumur (opsi pertama), yang kemudian ditentukan.
Dari grafik ini, dapat dilihat bahwa kita memiliki tiga interval kedalaman dengan kondisi pemboran yang kompatibel, yaitu di mana fluida dengan densitas yang sama dapat digunakan.
Sangat sulit untuk mengebor jika Ka=Kp. Pengeboran menjadi sangat rumit ketika Ka=Kp<1. В этих случаях обычно бурят на поглощение или применяют промывку аэрированной жидкостью.
Setelah membuka interval penyerap, pekerjaan insulasi dilakukan, karena itu Kp meningkat (buatan), memungkinkan, misalnya, untuk menyemen kolom.
Skema sistem sirkulasi sumur
Skema sistem sirkulasi sumur dan diagram distribusi tekanan di dalamnya.
Skema: 1. Bit, 2. Motor downhole, 3. Kerah bor, 4. BT, 5. Sambungan pahat, 6. Persegi, 7. Putar, 8. Selongsong pengeboran, 9. Riser, 10. Pipa tekanan (manifold), 11. Pompa, 12. Nosel hisap, 13. Sistem saluran, 14. Layar getar.
1. Jalur distribusi tekanan hidrostatik.
2. Jalur distribusi tekanan hidrolik di gearbox.
3. Jalur distribusi tekanan hidrolik di BT.
Tekanan fluida pembilasan pada formasi harus selalu berada dalam daerah yang diarsir antara Ppl dan Pp.
Melalui setiap sambungan ulir BC, cairan mencoba mengalir dari pipa ke ruang annular (selama sirkulasi). Tren ini disebabkan oleh penurunan tekanan pada pipa dan gearbox. Kebocoran menyebabkan rusaknya koneksi berulir. Ceteris paribus, kerugian organik dari pengeboran dengan motor downhole hidrolik adalah peningkatan penurunan tekanan pada setiap sambungan berulir, karena di motor downhole
Sistem sirkulasi digunakan untuk memasok cairan pengeboran dari kepala sumur ke tangki penerima, membersihkannya dari stek dan degas.
Gambar tersebut menunjukkan diagram yang disederhanakan dari sistem sirkulasi TsS100E: 1 - pengisian pipa; 2 - pipa solusi; 3 - blok pembersih; 4 - blok penerima; 5 - kabinet kontrol peralatan listrik.
Desain yang disederhanakan dari sistem sirkulasi adalah sistem bak, yang terdiri dari bak untuk pergerakan mortar, dek di dekat bak untuk berjalan dan membersihkan bak, pagar dan alas.
Talang dapat terbuat dari kayu dari papan 40 mm dan logam dari lembaran besi 3-4 mm. Lebar - 700-800 mm, tinggi - 400-500 mm. Talang persegi panjang dan setengah lingkaran digunakan. Untuk mengurangi laju aliran larutan dan lumpur keluar darinya, partisi dan tetes setinggi 15-18 cm dipasang di talang.Manhole dengan katup dipasang di bagian bawah talang di tempat-tempat ini, di mana batuan yang mengendap dihilangkan. Panjang total sistem talang tergantung pada parameter cairan yang digunakan, kondisi dan teknologi pengeboran, serta pada mekanisme yang digunakan untuk membersihkan dan menghilangkan gas dari cairan. Panjangnya, sebagai suatu peraturan, bisa dalam 20-50 m.
Saat menggunakan set mekanisme untuk membersihkan dan menghilangkan gas larutan (layar getar, pemisah pasir, desilter, degasser, sentrifugal), sistem talang hanya digunakan untuk memasok larutan dari sumur ke mekanisme dan tangki penerima. Dalam hal ini, panjang sistem talang hanya bergantung pada lokasi mekanisme dan wadah dalam kaitannya dengan sumur.
Dalam kebanyakan kasus, sistem talang dipasang pada dasar logam di bagian yang memiliki panjang 8-10 m dan tinggi hingga 1 m. Bagian tersebut dipasang pada rak teleskopik baja yang menyesuaikan ketinggian pemasangan talang, ini memudahkan pembongkaran sistem selokan di musim dingin. Jadi, ketika stek menumpuk dan membeku di bawah talang, talang bersama dengan alasnya dapat dikeluarkan dari rak. Pasang sistem selokan dengan kemiringan ke arah pergerakan solusi; sistem talang terhubung ke kepala sumur dengan pipa atau talang dengan penampang yang lebih kecil dan dengan kemiringan yang besar untuk meningkatkan kecepatan larutan dan mengurangi putusnya lumpur di tempat ini.
Dalam teknologi pengeboran sumur modern, persyaratan khusus dikenakan pada cairan pengeboran, yang menurutnya peralatan pembersih lumpur harus memastikan pembersihan lumpur berkualitas tinggi dari fase padat, mencampur dan mendinginkannya, dan menghilangkan gas yang masuk dari lumpur. formasi jenuh gas selama pengeboran. Sehubungan dengan persyaratan ini, rig pengeboran modern dilengkapi dengan sistem sirkulasi dengan seperangkat mekanisme terpadu tertentu - tangki, perangkat untuk membersihkan dan menyiapkan cairan pengeboran.
Mekanisme sistem sirkulasi menyediakan pembersihan tiga tahap dari cairan pengeboran. Dari sumur, larutan memasuki saringan getar pada tahap pertama pembersihan kasar dan dikumpulkan di bah tangki, di mana pasir kasar diendapkan. Dari bah, larutan masuk ke bagian sistem sirkulasi dan diumpankan oleh pompa bubur sentrifugal ke degasser jika perlu untuk mendegas larutan, dan kemudian ke pemisah pasir, di mana ia melewati tahap pemurnian kedua dari batuan hingga ukuran 0,074-0,08 mm. Setelah itu, larutan dimasukkan ke dalam desilter - tahap pemurnian ketiga, di mana partikel batuan hingga 0,03 mm dihilangkan. Pasir dan lanau dibuang ke tangki, dari mana ia dimasukkan ke dalam centrifuge untuk pemisahan tambahan larutan dari batu. Solusi murni dari tahap ketiga memasuki tangki penerima - ke unit penerima pompa lumpur untuk memasukkannya ke dalam sumur.
Peralatan sistem sirkulasi dilengkapi oleh pabrik di blok berikut:
unit pemurnian larutan;
blok perantara (satu atau dua);
blok penerima.
Dasar untuk perakitan balok adalah wadah persegi panjang yang dipasang di pangkalan kereta luncur.
Tekanan hidrolik mortar tanah liat dan semen setelah menghentikan sirkulasi.
Pengambilalihan. Alasan terjadinya mereka.
Olehpenyerapan lumpur pengeboran atau grouting - sejenis komplikasi, yang dimanifestasikan oleh keluarnya cairan dari sumur ke dalam formasi batuan. Tidak seperti filtrasi, absorpsi dicirikan oleh fakta bahwa semua fase cairan memasuki HP. Dan saat memfilter, hanya sedikit. Dalam prakteknya, kerugian juga didefinisikan sebagai kehilangan harian cairan pemboran ke dalam formasi yang melebihi kehilangan alami karena filtrasi dan pemotongan. Setiap daerah memiliki standarnya masing-masing. Biasanya diperbolehkan beberapa m3 per hari. Penyerapan adalah jenis komplikasi yang paling umum, terutama di wilayah wilayah Ural-Volga di Siberia timur dan tenggara. Penyerapan terjadi di bagian di mana biasanya ada GP yang retak, deformasi batuan terbesar berada, dan erosinya disebabkan oleh proses tektonik. Misalnya, di Tatarstan, 14% dari waktu kalender setiap tahun dihabiskan untuk memerangi pengambilalihan, yang melebihi waktu yang dihabiskan untuk bulu. pengeboran. Akibat kerugian, kondisi pengeboran sumur memburuk:
1. Bahaya menempel alat meningkat, karena kecepatan aliran ke atas dari cairan pembilasan di atas zona penyerapan menurun tajam, jika partikel besar stek tidak masuk ke dalam formasi, maka mereka menumpuk di lubang sumur, menyebabkan kepulan dan penempelan alat. Kemungkinan alat menempel dengan mengendapkan lumpur terutama meningkat setelah pompa (sirkulasi) berhenti.
2. Lapisan dan keruntuhan pada batuan yang tidak stabil semakin meningkat. GNWP dapat terjadi dari cakrawala bantalan fluida yang ada di bagian tersebut. Alasannya adalah penurunan tekanan kolom cairan. Di hadapan dua atau lebih lapisan terbuka secara bersamaan dengan koefisien yang berbeda. Ka dan Kp di antara mereka, mungkin ada luapan, yang mempersulit pekerjaan isolasi dan penyemenan sumur selanjutnya.
Banyak waktu dan sumber daya material (bahan pengisi inert, bahan grouting) hilang untuk isolasi, downtime dan kecelakaan yang menyebabkan kerugian.
Alasan pengambilalihan
Peran kualitatif dari faktor yang menentukan jumlah larutan yang lolos ke zona penyerapan dapat ditelusuri dengan mempertimbangkan aliran fluida kental dalam formasi berpori melingkar atau slot melingkar. Rumus untuk menghitung laju aliran cairan yang diserap dalam formasi melingkar berpori diperoleh dengan menyelesaikan sistem persamaan:
1. Persamaan gerak (Bentuk Darcy)
V=K/M*(dP/dr): (1) di mana V, P, r, M masing-masing adalah laju aliran, tekanan arus, radius formasi, viskositas.
2. Persamaan kekekalan massa (kontinuitas)
V=Q/F (2) di mana Q, F=2πrh , h berturut-turut adalah laju alir absorpsi cairan, variabel luas di sepanjang jari-jari, ketebalan zona absorpsi.
3. Persamaan keadaan
=const (3) menyelesaikan sistem persamaan ini: 2 dan 3 in 1 kita mendapatkan:
Q=(K/M)*2π rH (dP/dr)
T=(2π HK(PDengan-Ptolong))/Mln(rk/rc) (4)rumus dupii
Rumus Bussenesco yang serupa (4) juga dapat diperoleh untuk m retakan melingkar (celah) yang sama terbukanya dan berjarak sama satu sama lain.
Q= [(πδ3(Pc-Ppl))/6Mln (rk/rc) ] *m (5)
- pembukaan (tinggi) celah;
m adalah jumlah retakan (celah);
M adalah viskositas efektif.
Jelas bahwa untuk mengurangi laju aliran cairan yang diserap sesuai dengan rumus (4) dan (5), perlu untuk meningkatkan parameter dalam penyebut dan menguranginya dalam pembilang.
Menurut (4) dan (5)
Q=£(H(atau m), Ppl, rk, Pc, rc, M, K, (atau )) (6)
Parameter yang termasuk dalam fungsi (6) secara kondisional dapat dibagi menjadi 3 kelompok sesuai dengan asalnya pada saat pembukaan zona penyerapan.
1. kelompok - parameter geologi;
grup ke-2 - parameter teknologi;
3. kelompok - campuran.
Pembagian ini bersyarat, karena selama operasi, mis. dampak teknologi (penarikan cairan, banjir, dll.) pada reservoir juga mengubah Ppl, rk
Rugi pada batuan dengan rekahan tertutup. Fitur kurva indikator. Retak hidrolik dan pencegahannya.
Fitur kurva indikator.
Selanjutnya, kita akan mempertimbangkan baris 2.
Secara garis besar kurva indikator untuk batuan dengan rekahan tertutup terbuka artifisial dapat digambarkan dengan rumus sebagai berikut: = b + pl + 1/А*Q+BQ2 (1)
Untuk batuan dengan rekahan terbuka alami, kurva indikator adalah kasus khusus dari rumus (1)
-Рpl= =1/А*Q=А*ΔР
Jadi, pada batuan dengan rekahan terbuka, penyerapan akan dimulai pada sembarang nilai represi, dan pada batuan dengan rekahan tertutup, hanya setelah terciptanya tekanan di dalam sumur yang sama dengan tekanan rekahan hidrolik *. Tindakan utama untuk mengatasi kerugian pada batuan dengan rekahan tertutup (lempung, garam) adalah dengan mencegah rekahan hidrolik.
Evaluasi efektivitas kerja untuk menghilangkan penyerapan.
Efektivitas pekerjaan insulasi ditandai dengan injektivitas (A) dari zona penyerapan, yang dapat dicapai selama pekerjaan insulasi. Jika, dalam hal ini, injeksi A yang diperoleh ternyata lebih rendah dari beberapa nilai injeksi Aq yang dapat diterima secara teknologi, yang dicirikan untuk setiap wilayah, maka pekerjaan insulasi dapat dianggap berhasil. Dengan demikian, kondisi isolasi dapat ditulis sebagai q (1) =Q/Рс- * (2) Untuk batuan dengan rekahan terbuka buatan * = b+Рpl+Рр (3) di mana b adalah tekanan lateral batuan , - kekuatan tarik g.p. Pada kasus tertentu b dan = 0 untuk batuan dengan rekahan terbuka alami = Q/Pc - pl (4) jika penyerapan sedikit saja tidak diperbolehkan, maka Q=0 dan →0,
lalu Rs<Р* (5) Для зоны с открытыми трещинами формула (5) заменяется Рс=Рпл= Рпогл (6). Если давление в скважине определяется гидростатикой Рс = ρqL то (5 и 6) в привычных обозначениях примет вид: ρо≤Кп (7) и ρо= Ка=Кп (8). На практике трудно определить давление поглощения Р* , поэтому в ряде районов, например в Татарии оценка эффективности изоляционных работ проводят не по индексу давления поглощения Кп а по дополнительной приемистости Аq. В Татарии допустимые приемистости по тех. воде принято Аq≤ 4 м3/ч*МПа. Значение Аq свое для каждого района и различных поглощаемых жидкостей. Для воды оно принимается обычно более, а при растворе с наполнителем Аq берется меньше. Согласно 2 и 4 А=f (Q; Рс) (9). Т.е все способы борьбы с поглощениями основаны на воздействии на две управляемые величины (2 и 4) , т.е. на Q и Рс.
Cara untuk memerangi penyerapan dalam proses pembukaan zona penyerapan.
Metode tradisional pencegahan kerugian didasarkan pada pengurangan penurunan tekanan pada formasi penyerap atau mengubah a/t) cairan yang disaring. Jika, alih-alih mengurangi penurunan tekanan di seluruh formasi, viskositas ditingkatkan dengan menambahkan bahan pengisi, bentonit, atau zat lain, tingkat kehilangan akan berubah berbanding terbalik dengan peningkatan viskositas, sebagai berikut dari rumus (2.86). Dalam prakteknya, jika parameter larutan dikontrol, viskositas hanya dapat diubah dalam batas yang relatif sempit. Pencegahan kerugian dengan beralih ke pembilasan dengan larutan dengan viskositas yang meningkat hanya dimungkinkan jika persyaratan berbasis ilmiah untuk cairan ini dikembangkan, dengan mempertimbangkan kekhasan alirannya di reservoir. Peningkatan metode pencegahan sirkulasi hilang berdasarkan pengurangan penurunan tekanan pada formasi penyerap tidak dapat dipisahkan dengan studi mendalam dan pengembangan metode pengeboran sumur dalam keseimbangan dalam sistem formasi sumur. Fluida pemboran yang menembus ke dalam formasi penyerap sampai kedalaman tertentu dan menebal di saluran-saluran absorpsi, menimbulkan hambatan tambahan bagi pergerakan fluida pemboran dari lubang sumur ke dalam formasi. Properti solusi untuk menciptakan resistensi terhadap pergerakan cairan di dalam formasi digunakan saat melakukan tindakan pencegahan untuk mencegah kerugian. Kekuatan resistensi tersebut tergantung pada sifat struktural dan mekanik larutan, ukuran dan bentuk saluran, serta pada kedalaman penetrasi larutan ke dalam reservoir.
Untuk merumuskan persyaratan sifat reologi cairan pengeboran selama perjalanan formasi penyerap, kami mempertimbangkan kurva (Gbr. 2.16) yang mencerminkan ketergantungan tegangan geser dan laju regangan de / df untuk beberapa model fluida non-Newtonian . Garis lurus 1 sesuai dengan model media viskoplastik, yang dicirikan oleh tegangan geser pembatas t0. Kurva 2 mencirikan perilaku cairan pseudoplastik, di mana, dengan meningkatnya laju geser, laju pertumbuhan tegangan melambat, dan kurva mendatar. Garis lurus 3 mencerminkan sifat reologi dari cairan kental (Newtonian). Kurva 4 mencirikan perilaku cairan viskoelastik dan dilatan, di mana tegangan geser meningkat tajam dengan laju regangan. Cairan viskoelastik, khususnya, termasuk larutan lemah dari polimer tertentu (polietilen oksida, guar gum, poliakrilamida, dll.) dalam air, yang menunjukkan kemampuan untuk secara tajam mengurangi (sebanyak 2-3 kali) resistensi hidrodinamik selama aliran cairan dengan tekanan tinggi. Bilangan Reynolds (efek Toms). Pada saat yang sama, viskositas cairan ini ketika bergerak melalui saluran penyerap akan tinggi karena laju geser yang tinggi di saluran. Pengeboran dengan pembilasan dengan cairan pengeboran aerasi adalah salah satu tindakan radikal dalam serangkaian tindakan dan metode yang dirancang untuk mencegah dan menghilangkan kerugian saat mengebor sumur dalam. Aerasi cairan pengeboran mengurangi tekanan hidrostatik, sehingga berkontribusi pada pengembaliannya dalam jumlah yang cukup ke permukaan dan, karenanya, pembersihan normal lubang sumur, serta pemilihan sampel yang representatif dari batuan yang dapat dilewati dan cairan formasi. Indikator teknis dan ekonomi saat pengeboran sumur dengan pembilasan lubang dasar dengan larutan aerasi lebih tinggi dibandingkan dengan saat air atau cairan pengeboran lainnya digunakan sebagai cairan pengeboran. Kualitas pengeboran di formasi produktif juga meningkat secara signifikan, terutama di lapangan di mana formasi ini memiliki tekanan rendah yang tidak normal.
Sebuah ukuran efektif untuk mencegah hilangnya cairan pengeboran adalah pengenalan pengisi ke dalam sirkulasi cairan pengeboran. Tujuan dari aplikasi mereka adalah untuk membuat tampon di saluran penyerapan. Tampon ini berfungsi sebagai dasar untuk pengendapan kue filtrasi (tanah liat) dan isolasi lapisan penyerap. V.F. Rogers percaya bahwa bridging agent dapat berupa hampir semua material yang cukup kecil untuk dipompa ke dalam fluida pengeboran dengan pompa lumpur. Di AS, lebih dari seratus jenis pengisi dan kombinasinya digunakan untuk memasang saluran penyerap. Sebagai bahan pengisi, serpihan kayu atau kulit kayu, sisik ikan, jerami, limbah karet, daun getah perca, kapas, kapas, serat tebu, cangkang kenari, plastik butiran, perlit, tanah liat yang diperluas, serat tekstil, bitumen, mika, asbes , kertas potong, lumut, potongan rami, serpihan selulosa, kulit, dedak gandum, kacang-kacangan, kacang polong, beras, bulu ayam, gumpalan tanah liat, spons, kokas, batu, dll. Bahan-bahan ini dapat digunakan secara terpisah dan dalam kombinasi yang dibuat oleh industri atau dibuat sebelum digunakan. Sangat sulit untuk menentukan di laboratorium kesesuaian masing-masing bahan jembatan karena ketidaktahuan ukuran lubang yang akan ditutup.
Dalam praktik asing, perhatian khusus diberikan untuk memastikan pengemasan pengisi yang "padat". Pendapat Furnas dipegang, yang menurutnya pengemasan partikel paling padat sesuai dengan kondisi distribusi ukurannya menurut hukum perkembangan geometris; ketika menghilangkan kerugian, efek terbesar dapat diperoleh dengan sumbat yang paling padat, terutama dalam kasus kehilangan cairan pengeboran seketika.
Pengisi menurut karakteristik kualitatifnya dibagi menjadi berserat, pipih dan granular. Bahan berserat berasal dari nabati, hewani, mineral. Ini termasuk bahan sintetis. Jenis dan ukuran serat sangat mempengaruhi kualitas pekerjaan. Stabilitas serat selama sirkulasinya dalam cairan pengeboran adalah penting. Bahan tersebut memberikan hasil yang baik dalam menyumbat formasi pasir dan kerikil dengan butiran berdiameter hingga 25 mm, serta menyumbat retakan pada batuan berbutir kasar (hingga 3 mm) dan berbutir halus (hingga 0,5 mm).
Bahan pipih cocok untuk menancapkan lapisan kerikil kasar dan retakan hingga ukuran 2,5 mm. Ini termasuk: plastik, mika, sekam, biji kapas, dll.
Bahan granular: perlit, karet yang dihancurkan, potongan plastik, kulit kacang, dll. Sebagian besar dari mereka secara efektif menyumbat tempat tidur kerikil dengan butiran berdiameter hingga 25 mm. Perlite memberikan hasil yang baik pada lapisan kerikil dengan diameter butir hingga 9-12 mm. Cangkang mur sumbat 2,5 mm atau kurang retak hingga ukuran 3 mm, dan lebih besar (hingga 5 mm) dan sumbat karet pecah retak hingga ukuran 6 mm, mis. mereka dapat menyumbat retakan 2 kali lebih banyak daripada saat menggunakan bahan berserat atau pipih.
Dengan tidak adanya data tentang ukuran butir dan retakan di cakrawala penyerap, campuran berserat dengan bahan pipih atau granular, plastik dengan mika, berserat dengan bahan bersisik dan granular digunakan, serta saat mencampur bahan granular: perlit dengan karet atau kulit kenari. Campuran terbaik untuk menghilangkan penyerapan pada tekanan rendah adalah larutan tanah liat yang sangat koloid dengan penambahan bahan berserat dan lembaran mika. Bahan berserat, yang diendapkan di dinding sumur, membentuk kisi-kisi. Lembaran mika memperkuat jaringan ini dan menyumbat saluran yang lebih besar di batu, dan di atas semua ini, kue tanah liat yang tipis dan padat terbentuk.
Pertunjukan air dan minyak gas. Alasan mereka. Tanda-tanda masuknya fluida formasi. Klasifikasi dan pengenalan jenis manifestasi.
Ketika hilang, cairan (flushing atau grouting) mengalir dari sumur ke dalam formasi, dan ketika muncul, sebaliknya - dari formasi ke dalam sumur. Penyebab aliran masuk: 1) masuknya ke dalam sumur di tempat dengan stek formasi yang mengandung cairan. Dalam hal ini, tekanan di dalam sumur tidak selalu lebih tinggi dan lebih rendah daripada di reservoir; 2) jika tekanan di dalam sumur lebih rendah dari tekanan formasi, yaitu terjadi penarikan pada formasi, penyebab utama terjadinya depresi, yaitu penurunan tekanan pada formasi di dalam sumur, adalah sebagai berikut: 1 ) tidak menambahkan cairan pengeboran ke dalam sumur saat mengangkat pahat. Diperlukan perangkat untuk pengisian otomatis ke dalam sumur; 2) penurunan densitas cairan pembilasan karena berbusa (gasing) ketika cairan bersentuhan dengan udara di permukaan dalam sistem selokan, serta karena perawatan surfaktan. Degassing diperlukan (mekanis, kimia); 3) mengebor sumur dalam kondisi yang tidak sesuai. Ada dua lapisan dalam diagram. Lapisan pertama dicirikan oleh Ka1 dan Kp1; untuk Ka2 dan Kp2 kedua. lapisan pertama
harus dibor dengan lumpur 0.1 
(antara Ka1 dan Kp1), lapisan kedua 0.2 (Gbr.)
Tidak mungkin untuk membuka lapisan kedua pada solusi dengan kepadatan untuk lapisan pertama, karena akan hilang di lapisan kedua; 4) fluktuasi tajam dalam tekanan hidrodinamik selama penghentian pompa, SPO, dan pekerjaan lainnya, diperburuk oleh peningkatan tegangan geser statis dan adanya kotak isian pada kolom;
5) kepadatan yang diremehkan dari pl yang diterima dalam proyek teknis karena pengetahuan yang buruk tentang distribusi tekanan reservoir (Ka) yang sebenarnya, yaitu geologi daerah tersebut. Alasan ini lebih terkait dengan sumur eksplorasi; 6) tingkat penyempurnaan operasional tekanan reservoir yang rendah dengan memprediksinya selama pendalaman sumur. Tidak menggunakan metode memprediksi eksponen-d, (sigma)-eksponen, dll.; 7) hilangnya agen pembobot dari cairan pengeboran dan penurunan tekanan hidrolik. Tanda-tanda aliran masuk fluida formasi adalah: 1) peningkatan level fluida yang bersirkulasi di tangki intake pompa. Butuh pengukur level? 2) gas dilepaskan dari larutan meninggalkan sumur di kepala sumur, larutan mendidih; 3) setelah menghentikan sirkulasi, larutan terus mengalir keluar dari sumur (sumur meluap); 4) tekanan naik tajam dengan pembukaan reservoir yang tidak terduga dengan AHFP. Ketika minyak mengalir dari reservoir, lapisannya tetap berada di dinding talang atau mengalir di atas larutan di talang. Ketika air formasi masuk, sifat-sifat sumur berubah. Kepadatannya biasanya turun, kekentalannya bisa berkurang, atau bisa meningkat (setelah air asin masuk). Kehilangan air biasanya meningkat, pH berubah, hambatan listrik biasanya menurun.
Klasifikasi aliran fluida Ini diproduksi sesuai dengan kompleksitas tindakan yang diperlukan untuk likuidasi mereka. Mereka dibagi menjadi tiga kelompok: 1) manifestasi - aliran fluida reservoir yang tidak berbahaya yang tidak melanggar proses pengeboran dan teknologi kerja yang diterima; 2) pelepasan - aliran cairan yang hanya dapat dihilangkan dengan perubahan khusus yang bertujuan khusus dalam teknologi pengeboran yang tersedia di lokasi dan peralatan pengeboran; 3) air mancur - masuknya cairan, penghapusannya memerlukan penggunaan alat dan peralatan tambahan (kecuali yang tersedia di rig) dan yang terkait dengan terjadinya tekanan dalam sistem formasi sumur yang mengancam integritas sumur . , peralatan kepala sumur dan formasi di bagian sumur yang lepas.
Pemasangan jembatan semen. Fitur pilihan formulasi dan persiapan bubur semen untuk pemasangan jembatan.
Salah satu jenis teknologi proses penyemenan yang serius adalah pemasangan jembatan semen untuk berbagai keperluan. Peningkatan kualitas jembatan semen dan efisiensi pekerjaannya merupakan bagian integral dari peningkatan proses pengeboran, penyelesaian dan pengoperasian sumur. Kualitas jembatan dan daya tahannya juga menentukan keandalan perlindungan lingkungan. Pada saat yang sama, data lapangan menunjukkan bahwa kasus-kasus pemasangan jembatan kekuatan rendah dan bocor, pengikatan bubur semen sebelum waktunya, penempelan pipa tali, dll. sering dicatat. Komplikasi ini disebabkan tidak hanya dan tidak begitu banyak oleh sifat bahan grouting yang digunakan, tetapi juga oleh spesifikasi pekerjaan itu sendiri selama pemasangan jembatan.
Pada sumur bersuhu tinggi yang dalam, selama pekerjaan ini, kecelakaan sering terjadi karena penebalan dan pengerasan yang intensif dari campuran mortar tanah liat dan semen. Dalam beberapa kasus, jembatan bocor atau tidak cukup kuat. Keberhasilan pemasangan jembatan tergantung pada banyak faktor alam dan teknis yang menentukan karakteristik pembentukan batu semen, serta kontak dan "perekatannya" dengan batu dan logam pipa. Oleh karena itu, penilaian daya dukung jembatan sebagai struktur teknik dan studi tentang kondisi yang ada di dalam sumur adalah wajib ketika melakukan pekerjaan ini.
Tujuan pemasangan jembatan adalah untuk mendapatkan kaca batu semen yang tahan air dan gas yang stabil dengan kekuatan tertentu untuk bergerak ke cakrawala di atasnya, mengebor lubang sumur baru, memperkuat bagian lubang sumur yang tidak stabil dan luas, pengujian cakrawala dengan bantuan penguji formasi, perombakan dan konservasi atau likuidasi sumur.
Menurut sifat beban kerja, dua kategori jembatan dapat dibedakan:
1) di bawah tekanan cairan atau gas dan 2) di bawah beban dari berat alat selama pengeboran lubang sumur kedua, penggunaan penguji formasi, atau dalam kasus lain (jembatan dari kategori ini harus, selain kedap gas, memiliki kekuatan mekanik yang sangat tinggi).
Analisis data lapangan menunjukkan bahwa tekanan hingga 85 MPa, beban aksial hingga 2100 kN dapat dibuat pada jembatan, dan tegangan geser hingga 30 MPa terjadi per 1 m panjang jembatan. Beban signifikan seperti itu terjadi selama pengujian sumur dengan bantuan penguji reservoir dan selama jenis pekerjaan lainnya.
Daya dukung jembatan semen sangat tergantung pada ketinggiannya, ada (atau tidak adanya) dan kondisi lapisan lumpur atau residu lumpur pada senar. Saat melepas bagian lepas dari kue tanah liat, tegangan geser adalah 0,15-0,2 MPa. Dalam hal ini, bahkan ketika beban maksimum terjadi, ketinggian jembatan 18-25 m sudah cukup, Kehadiran lapisan lumpur pemboran (tanah liat) setebal 1-2 mm pada dinding kolom menyebabkan penurunan tegangan geser dan peningkatan tinggi yang dibutuhkan menjadi 180–250 m Dalam hal ini, tinggi jembatan harus dihitung menurut rumus Nm Ho – Qm/pDc [τm] (1) di mana H0 adalah kedalaman pemasangan bagian bawah dari jembatan; QM adalah beban aksial di jembatan karena penurunan tekanan dan pembongkaran string tabung atau penguji formasi; Dc - diameter sumur; [τm] - daya dukung spesifik jembatan, yang nilainya ditentukan baik oleh sifat perekat bahan urugan maupun cara jembatan dipasang. Kekencangan jembatan juga tergantung pada ketinggiannya dan kondisi permukaan kontak, karena tekanan di mana terobosan air terjadi berbanding lurus dengan panjangnya dan berbanding terbalik dengan ketebalan kerak. Jika ada kue tanah liat antara casing dan batu semen dengan tegangan geser 6,8-4,6 MPa, ketebalan 3-12 mm, gradien tekanan terobosan air masing-masing adalah 1,8 dan 0,6 MPa per 1 m. dari kerak, terobosan air terjadi pada gradien tekanan lebih dari 7,0 MPa per 1 m.
Akibatnya, kekencangan jembatan juga sangat tergantung pada kondisi dan metode pemasangannya. Dalam hal ini, ketinggian jembatan semen juga harus ditentukan dari ekspresi
Nm No – Pm/[∆r] (2) dimana Pm adalah nilai maksimum perbedaan tekanan yang bekerja pada jembatan selama operasinya; [∆p] - gradien tekanan terobosan cairan yang diizinkan di sepanjang zona kontak jembatan dengan dinding lubang bor; nilai ini juga ditentukan terutama tergantung pada metode pemasangan jembatan, pada bahan urugan yang diterapkan. Dari nilai ketinggian jembatan semen, ditentukan oleh rumus (1) dan (2), pilih lebih banyak.
Pemasangan jembatan memiliki banyak kesamaan dengan proses penyemenan kolom dan memiliki ciri-ciri sebagai berikut:
1) sejumlah kecil bahan urugan digunakan;
2) bagian bawah pipa pengisi tidak dilengkapi dengan apa pun, cincin penghenti tidak dipasang;
3) sumbat pemisah karet tidak digunakan;
4) dalam banyak kasus, sumur dicuci untuk "memotong" atap jembatan;
5) jembatan tidak dibatasi oleh apa pun dari bawah dan dapat menyebar di bawah aksi perbedaan densitas semen dan cairan pengeboran.
Pemasangan jembatan adalah operasi sederhana dalam hal desain dan metode, yang di sumur dalam secara signifikan rumit oleh faktor-faktor seperti suhu, tekanan, gas, air dan minyak, dll. Panjang, diameter dan konfigurasi pipa tuang , sifat reologi semen dan cairan pengeboran juga tidak kalah pentingnya, kebersihan lubang sumur dan mode aliran bawah dan aliran atas. Pemasangan jembatan di bagian lubang sumur yang terbuka sangat dipengaruhi oleh luasnya lubang sumur.
Jembatan semen harus cukup kuat. Praktek kerja menunjukkan bahwa jika selama uji kekuatan jembatan tidak runtuh ketika beban aksial spesifik 3,0-6,0 MPa diterapkan padanya dan pembilasan simultan, maka sifat kekuatannya memenuhi kondisi untuk pengeboran lubang bor baru dan pembebanan dari berat tali pipa atau penguji formasi.
Saat memasang jembatan untuk mengebor poros baru, mereka tunduk pada persyaratan ketinggian tambahan. Hal ini disebabkan oleh fakta bahwa kekuatan bagian atas (H1) jembatan harus memastikan kemungkinan pengeboran lubang sumur baru dengan intensitas kelengkungan yang dapat diterima, dan bagian bawah (H0) - isolasi yang andal dari lubang sumur lama. Nm \u003d H1 + Tidak \u003d (2Dc * Rc) 0,5 + Tidak (3)
di mana Rc adalah jari-jari kelengkungan batang.
Analisis data yang tersedia menunjukkan bahwa memperoleh jembatan yang andal di sumur dalam tergantung pada kompleks faktor yang bekerja secara simultan, yang dapat dibagi menjadi tiga kelompok.
Kelompok pertama adalah faktor alam: suhu, tekanan dan kondisi geologis (kedalaman gua, rekahan, aksi air yang agresif, intrusi dan kehilangan air dan gas).
Kelompok kedua - faktor teknologi: kecepatan aliran semen dan cairan pengeboran dalam pipa dan ruang annular, sifat reologi larutan, komposisi kimia dan mineralogi pengikat, sifat fisik dan mekanik mortar semen dan batu , efek kontraksi semen sumur minyak, kompresibilitas fluida pengeboran, heterogenitas densitas, koagulasi fluida pengeboran ketika dicampur dengan semen (pembentukan pasta dengan viskositas tinggi), ukuran celah annular dan eksentrisitas lokasi pipa di sumur, waktu kontak cairan penyangga dan bubur semen dengan kue tanah liat.
Kelompok ketiga - faktor subjektif: penggunaan bahan grouting tidak dapat diterima untuk kondisi tertentu; pemilihan formulasi larutan yang salah di laboratorium; persiapan lubang sumur yang tidak memadai dan penggunaan cairan pengeboran dengan nilai viskositas, SSS, dan kehilangan cairan yang tinggi; kesalahan dalam menentukan jumlah cairan perpindahan, lokasi alat tuang, dosis reagen untuk pencampuran bubur semen di dalam sumur; penggunaan unit penyemenan dalam jumlah yang tidak mencukupi; penggunaan semen dalam jumlah yang tidak mencukupi; tingkat organisasi yang rendah dari proses pemasangan jembatan.
Peningkatan suhu dan tekanan berkontribusi pada percepatan intensif semua reaksi kimia, menyebabkan penebalan yang cepat (kehilangan daya pompa) dan pengerasan bubur semen, yang, setelah sirkulasi jangka pendek berhenti, kadang-kadang tidak mungkin untuk didorong.
Sampai saat ini, metode utama pemasangan jembatan semen adalah dengan memompa slurry semen ke dalam sumur dengan interval kedalaman desain sepanjang pipa senar yang diturunkan ke tingkat tanda dasar jembatan, diikuti dengan mengangkat string ini di atas zona penyemenan. Sebagai aturan, pekerjaan dilakukan tanpa membagi sumbat dan sarana untuk mengendalikan gerakannya. Prosesnya dikendalikan oleh volume fluida perpindahan, dihitung dari kondisi kesetaraan kadar bubur semen dalam string pipa dan ruang annular, dan volume bubur semen diambil sama dengan volume sumur. dalam selang waktu pemasangan jembatan. Efisiensi metode ini rendah.
Pertama-tama, perlu diperhatikan bahwa bahan penyemenan yang digunakan untuk penyemenan senar casing cocok untuk memasang jembatan yang kuat dan rapat. Pemasangan jembatan yang berkualitas buruk atau tidak ada sama sekali, pengaturan dini larutan pengikat dan faktor-faktor lain sampai batas tertentu disebabkan oleh pemilihan formulasi larutan pengikat yang salah sesuai dengan waktu pengentalan (pengaturan) atau penyimpangan dari resep yang dipilih dalam laboratorium, dibuat saat menyiapkan larutan pengikat.
Telah ditetapkan bahwa untuk mengurangi kemungkinan komplikasi, waktu pengerasan, dan pada suhu dan tekanan tinggi, waktu pengentalan harus melebihi durasi pemasangan jembatan setidaknya 25%. Dalam beberapa kasus, ketika memilih formulasi larutan pengikat, mereka tidak memperhitungkan spesifikasi pemasangan jembatan, yang terdiri dari penghentian sirkulasi untuk mengangkat tali pipa tuang dan menyegel kepala sumur.
Di bawah kondisi suhu dan tekanan tinggi, ketahanan geser bubur semen, bahkan setelah penghentian singkat (10-20 menit) sirkulasi, dapat meningkat secara dramatis. Oleh karena itu, sirkulasi tidak dapat dipulihkan dan dalam banyak kasus, senar pipa penuang macet. Oleh karena itu, dalam memilih formulasi mortar semen, perlu dipelajari dinamika pengentalannya pada konsistometer (CC) dengan menggunakan program yang mensimulasikan proses pemasangan jembatan. Waktu pengentalan bubur semen Tzag sesuai dengan kondisi
Tzag>T1+T2+T3+1.5(T4+T5+T6)+1.2T7 dimana T1, T2, T3 masing-masing adalah waktu yang dihabiskan untuk persiapan, pemompaan dan pemadatan bubur semen ke dalam sumur; T4, T5, T6 - waktu yang dihabiskan untuk mengangkat senar pipa tuang ke titik potong jembatan, menyegel kepala sumur dan melakukan pekerjaan persiapan untuk memotong jembatan; Tm adalah waktu yang dihabiskan untuk memotong jembatan.
Menurut program serupa, perlu untuk mempelajari campuran bubur semen dengan bubur bor dengan perbandingan 3:1, 1:1 dan 1:3 saat memasang jembatan semen di sumur dengan suhu dan tekanan tinggi. Keberhasilan pemasangan jembatan semen sangat tergantung pada kepatuhan yang tepat terhadap resep yang dipilih di laboratorium saat menyiapkan bubur semen. Di sini, kondisi utama adalah mempertahankan kandungan reagen kimia yang dipilih dan rasio pencampuran cairan dan air-semen. Untuk mendapatkan bubur grouting yang paling homogen, harus disiapkan menggunakan tangki rata-rata.
Komplikasi dan kecelakaan saat mengebor sumur minyak dan gas dalam kondisi permafrost dan langkah-langkah untuk mencegahnya .
Ketika pengeboran dalam interval distribusi permafrost, sebagai akibat dari dampak fisik dan kimia gabungan dan erosi pada dinding lubang bor, endapan pasir-argillacous yang disemen es dihancurkan dan mudah hanyut oleh aliran lumpur pengeboran. Hal ini menyebabkan pembentukan gua yang intens dan keruntuhan serta lapisan batuan yang terkait.
Batuan dengan kandungan es rendah dan batuan yang dipadatkan lemah dihancurkan paling intensif. Kapasitas panas batuan tersebut rendah, dan oleh karena itu penghancurannya terjadi jauh lebih cepat daripada batuan dengan kandungan es yang tinggi.
Di antara batuan beku, ada lapisan batuan yang dicairkan, banyak di antaranya rentan terhadap kehilangan cairan pengeboran pada tekanan yang sedikit melebihi tekanan hidrostatik kolom air di dalam sumur. Kerugian pada lapisan tersebut sangat kuat dan memerlukan tindakan khusus untuk mencegah atau menghilangkannya.
Di bagian permafrost, batuan dari zaman Kuarter biasanya paling tidak stabil di kisaran 0 - 200 m. Dengan teknologi pengeboran tradisional, volume aktual batang di dalamnya dapat melebihi volume nominal hingga 3 - 4 kali lipat. Akibat formasi gua yang kuat. yang disertai dengan munculnya tepian, geser potongan dan runtuhnya batu, konduktor di banyak sumur tidak diturunkan ke kedalaman desain.
Sebagai akibat dari penghancuran lapisan es, dalam beberapa kasus, penurunan konduktor dan arah diamati, dan kadang-kadang seluruh kawah terbentuk di sekitar kepala sumur, yang tidak memungkinkan pengeboran.
Dalam interval distribusi permafrost, sulit untuk menyediakan penyemenan dan memperbaiki lubang sumur karena terciptanya zona stagnan cairan pengeboran di gua-gua besar, dari mana tidak dapat digantikan oleh bubur semen. Penyemenan sering unilateral, dan cincin semen tidak kontinu. Ini menciptakan kondisi yang menguntungkan untuk aliran silang antarlapisan dan pembentukan griffin, untuk runtuhnya kolom selama pembekuan terbalik batuan dalam kasus "lapisan antar" sumur jangka panjang.
Proses penghancuran lapisan es cukup kompleks dan sedikit dipelajari. 1 Fluida pengeboran yang bersirkulasi di dalam sumur berinteraksi secara termo dan hidrodinamik dengan batuan dan es, dan interaksi ini dapat ditingkatkan secara signifikan oleh proses fisikokimia (misalnya, pelarutan), yang tidak berhenti bahkan pada suhu rendah.
Saat ini, adanya proses osmotik dalam sistem batuan (es) - kerak pada dinding sumur - cairan pembilasan di dalam lubang sumur dapat dianggap terbukti. Proses ini spontan dan diarahkan ke arah yang berlawanan dengan gradien potensial (suhu, tekanan, konsentrasi), yaitu. cenderung menyamakan konsentrasi, suhu, tekanan. Peran partisi semi-permeabel dapat dilakukan oleh filter cake dan lapisan ras downhole dari batuan itu sendiri. Dan dalam komposisi batuan beku, selain es sebagai zat penyemennya, mungkin ada air pori yang tidak membeku dengan berbagai tingkat mineralisasi. Jumlah air yang tidak membeku di MMG1 tergantung pada suhu, komposisi bahan, salinitas dan dapat diperkirakan dengan rumus empiris
w = at~ b .
1pa = 0,2618 + 0,55191nS;
1p(- b)= 0,3711 + 0,264S:
S adalah luas permukaan spesifik batuan. m a / p G - suhu batu, "C.
Karena adanya cairan pengeboran pembilasan di lubang sumur terbuka, dan dalam permafrost - cairan pori dengan tingkat mineralisasi tertentu, proses pemerataan spontan konsentrasi yodium oleh aksi tekanan osmotik dimulai. Akibatnya, penghancuran batu beku dapat terjadi. Jika cairan pengeboran memiliki peningkatan konsentrasi beberapa garam terlarut dibandingkan dengan air pori, maka transformasi fase akan dimulai pada antarmuka es-cair, terkait dengan penurunan suhu leleh es, yaitu. proses penghancuran akan dimulai. Dan karena stabilitas dinding sumur terutama bergantung pada es, sebagai zat penyemen batu, maka dalam kondisi ini stabilitas permafrost, s, penambalan dinding sumur akan hilang, yang dapat menyebabkan screes, runtuh, pembentukan gua-gua dan sumbat lumpur, pendaratan dan kepulan selama operasi tersandung, penutupan tali selubung yang diturunkan ke dalam sumur, kerugian pembilasan pengeboran dan bubur grouting.
Jika tingkat mineralisasi lumpur pengeboran dan air pori permafrost adalah sama, maka sistem batuan sumur akan berada dalam kesetimbangan isotonik, dan penghancuran permafrost di bawah pengaruh fisik dan kimia tidak mungkin terjadi.
Dengan peningkatan tingkat mineralisasi agen pembilasan, kondisi muncul di mana air pori dengan mineralisasi yang lebih rendah akan berpindah dari batu ke sumur. Karena hilangnya air yang tidak bergerak, kekuatan mekanik es akan berkurang, es dapat runtuh, yang akan mengarah pada pembentukan rongga di lubang sumur yang dibor. Proses ini diintensifkan oleh aksi erosif dari agen pembilas yang bersirkulasi.
Penghancuran es oleh cairan pencuci asin telah dicatat dalam karya banyak peneliti. Eksperimen yang dilakukan di Institut Pertambangan Leningrad menunjukkan bahwa dengan peningkatan konsentrasi garam dalam cairan di sekitar es, penghancuran es meningkat. Jadi. ketika kandungan dalam air yang bersirkulasi adalah 23 dan 100 kg / m - NaCl, intensitas penghancuran es pada suhu minus 1 "C masing-masing adalah 0,0163 dan 0,0882 kg / jam.
Proses penghancuran es juga dipengaruhi oleh durasi paparan cairan pencuci garam 1,0 jam 0,96 g: setelah 1,5 jam 1,96 g.
Saat zona permafrost dekat lubang sumur mencair, sebagian dari ruang liangnya dilepaskan, di mana cairan pembilas atau media dispersinya juga dapat disaring. Proses ini mungkin menjadi faktor fisiko-kimia lain yang berkontribusi terhadap penghancuran MMP. Hal ini dapat disertai dengan aliran osmotik cairan dari sumur ke dalam batuan jika konsentrasi beberapa garam terlarut dalam cairan MMP lebih besar daripada dalam cairan. mengisi lubang sumur.
Oleh karena itu, untuk meminimalkan dampak negatif dari proses fisik dan kimia pada keadaan lubang sumur yang dibor di permafrost, pertama-tama perlu untuk memastikan konsentrasi keseimbangan pada dinding sumur komponen lumpur pengeboran dan interstisial. cairan dalam permafrost.
Sayangnya, persyaratan ini tidak selalu layak dalam praktik. Oleh karena itu, lebih sering digunakan untuk melindungi penyemenan es permafrost dari dampak fisik dan kimia dari cairan pengeboran dengan film cairan kental yang menutupi tidak hanya permukaan es yang terpapar oleh lubang bor, tetapi juga ruang interstisial yang sebagian berdekatan dengan lubang bor. . sehingga memutus kontak langsung cairan mineral dengan es.
Seperti yang ditunjukkan oleh AV Maramzin dan AA Ryazanov, ketika beralih dari pencucian sumur dengan air garam ke pencucian dengan larutan tanah liat yang lebih kental, intensitas penghancuran es menurun 3,5–4 kali pada konsentrasi NaCl yang sama di dalamnya. Itu menurun bahkan lebih ketika cairan pengeboran diperlakukan dengan koloid pelindung (CMC, CSB |. Peran positif dari penambahan cairan pengeboran bubuk tanah liat bentonit koloid tinggi dan hypan juga dikonfirmasi.
Jadi, untuk mencegah pembentukan gua, penghancuran zona kepala sumur, screes dan runtuh saat mengebor sumur di permafrost. cairan pengeboran harus memenuhi persyaratan dasar berikut:
memiliki laju filtrasi rendah:
memiliki kemampuan untuk membuat film yang padat dan kedap air pada permukaan es di permafrost:
memiliki kemampuan erosi yang rendah; memiliki kapasitas panas spesifik yang rendah;
membentuk filtrat yang tidak membentuk larutan sejati dengan cairan;
hidrofobik ke permukaan es.
Ada beberapa cara pengeboran, tetapi pengeboran mekanis telah menemukan aplikasi industri. Pengeboran mekanis dibagi menjadi: ketuk dan rotasi.
Dalam pengeboran perkusi (Gbr. 31), alat bor terdiri dari mata bor 1, batang kejut 2, kunci tali 3. Tiang 12 dipasang di sumur bor, yang memiliki blok 5 di bagian atas, penarik rol penyeimbang 6, rol bantu 8 dan drum mesin bor 11. Tali dililitkan pada drum 11 mesin bor. Alat bor digantungkan pada seutas tali 4, yang dilempar di atas balok 5 tiang 12. Ketika roda gigi 10 berputar, batang penghubung 9, bolak-balik, menaikkan dan menurunkan bingkai penyeimbang 6. Saat bingkai diturunkan, draw roller 7 menarik tali dan mengangkat alat bor di atas dasar sumur. Ketika bingkai dinaikkan, tali diturunkan, mata bor jatuh di muka Gambar. 31. Skema tali kejut dan menghancurkan batu. Silinder pengeboran sumur ke-th dipastikan dengan memutar bit
ketika naik di atas lubang dasar, karena tidak terpuntir selama naik dan terpuntir selama tumbukan bit pada batu. Untuk membersihkan bagian bawah dari batu yang hancur (lumpur), rig pengeboran dinaikkan
alat dari sumur dan gayung diturunkan ke dalamnya (silinder tipe ember memanjang dengan katup di bagian bawah). Ketika gayung dicelupkan ke dalam campuran yang terdiri dari batu dan cairan yang dihancurkan, katup di gayung terbuka dan gayung diisi dengan campuran ini, lalu gayung naik. Ketika gayung dinaikkan, katup di bagian bawah menutup dan campuran naik ke permukaan. Gayung diturunkan ke dalam sumur sampai lubang dasar benar-benar bersih dari batuan yang dibor. Setelah lubang dasar dibersihkan dari stek, alat bor diturunkan lagi ke dalam sumur, dan pengeboran sumur dilanjutkan. Untuk mencegah runtuhnya dinding sumur selama pengeboran, tali selubung diturunkan ke dalamnya, yang terdiri dari pipa selubung logam yang dihubungkan satu sama lain dengan threading atau pengelasan. Dalam proses pendalaman sumur, pipa casing dibangun dan diturunkan, sehingga proses pengeboran terus berlanjut hingga casing string menjadi tidak mungkin diturunkan. Dalam hal ini, sumur diperdalam dengan diameter yang lebih kecil, diturunkan melalui tali selubung pertama. Dan mungkin ada saatnya ketika senar selubung ke-2 atau ke-3 tidak diturunkan, kemudian diameter lain yang lebih kecil, dll., diturunkan sampai kedalaman desain sumur tercapai. Metode pengeboran impak digunakan pada kedalaman dangkal saat mengebor sumur air, di industri batubara dan pertambangan, dll. Saat ini, metode impak untuk pengeboran sumur minyak dan gas tidak digunakan.
Kinerja pengeboran perkusi sangat bergantung pada pilihan jenis bit yang tepat untuk batuan tertentu. Untuk pengeboran batuan lunak dan keras sedang, digunakan bit-I (Gbr. 32). Mereka memiliki bilah yang lebar dan relatif tipis dengan permukaan samping berbentuk I dari bilah pahat (Gbr. 32 sebuah). Untuk pengeboran di batuan keras, pahat berat digunakan (Gbr. 32 b). Saat mengebor pada batuan yang retak keras, bit silang digunakan (Gbr. 32 c).
Peningkatan tinggi jatuhnya pahat menyebabkan peningkatan efisiensi tumbukan, tetapi dalam hal ini jumlah tumbukan per satuan waktu berkurang. Praktik telah menunjukkan bahwa panjang langkah optimal dari roller penarik adalah 350-1000 mm, dan jumlah gerakan per menit adalah 40-50.
Beras. 32. Bit untuk pengeboran impak: 1 - bilah; 2 - leher; 3 - kepala berulir; 4 - bilah; 5 - benang; sebuah- sudut ujung pisau
Untuk meningkatkan efisiensi pengeboran perkusi, perlu segera membersihkan dasar sumur dari potongan bor.
Pengeboran putar. Sumur minyak dan gas saat ini dibor menggunakan metode pengeboran putar. Dalam pengeboran putar, penghancuran batu terjadi karena bit yang berputar. Di bawah berat alat, bit memasuki batu dan, di bawah pengaruh torsi, menghancurkan batu. Torsi ditransmisikan ke bit melalui rotor yang dipasang di kepala sumur melalui string bor. Metode pengeboran ini disebut pengeboran putar. Jika torsi ditransmisikan ke bit dari motor downhole (turbodrill, bor listrik), maka metode ini disebut pengeboran turbin.
bor turbo - itu adalah turbin hidrolik yang digerakkan oleh cairan pengeboran yang dipompa ke dalam sumur oleh pompa.
bor listrik adalah motor listrik dalam desain tertutup, arus listrik disuplai ke sana melalui kabel dari permukaan.
Pengeboran sumur dilakukan dengan menggunakan rig pengeboran (Gbr. 33).
Penghancuran batuan dilakukan dengan bantuan sedikit (1) diturunkan pada pipa bor (20) ke bawah. Gerakan rotasi mata bor ditransmisikan oleh motor lubang bawah (22) atau rotor (13) melalui tali bor (pengeboran putar). Rotor dipasang pada kepala sumur. Tali pipa bor terdiri dari kelly bagian persegi (11) (dalam praktiknya disebut persegi) dan pipa bor (20) yang dihubungkan dengan sub (19). Tali pipa bor melewati rotor dan digantung di pengait (9) rig pengeboran. Gerakan rotasi senar pipa bor dengan mata bor dilakukan melalui rotor (Gbr. 41). Rotor adalah gearbox bevel dengan penggerak rantai dari motor diesel atau listrik. Di rongga bagian dalam alas (1) rotor, sebuah meja (2) dengan roda gigi miring dipasang pada bantalan, yang terhubung dengan roda gigi miring yang dipasang pada poros (6). Roda rantai dipasang di ujung poros yang lain (tidak ditunjukkan pada gambar), di mana rotasi meja ditransmisikan dari mesin. Meja rotor memiliki lubang di tengahnya, yang diameternya tergantung pada ukuran maksimum mata bor yang melewatinya saat menurunkan atau menaikkan tali bor. Setelah menurunkan pipa bor dengan sedikit, dua sisipan (4) dimasukkan ke dalam lubang meja rotor, dan dua klem (3) dimasukkan di dalamnya, yang membentuk lubang penampang persegi. Di lubang ini ada pipa terkemuka, juga dari bagian persegi.
Ia merasakan torsi dari meja rotor dan bergerak bebas di sepanjang sumbu rotor. Meja putar dilindungi oleh selubung (5). Tersandung dan memegang
Beras. 33. Instalasi untuk pengeboran sumur
pada berat senar pipa bor dilakukan dengan mekanisme pengangkatan. Mekanisme pengangkatan terdiri dari drawworks 4 (lihat Gambar 33), mesin listrik atau diesel (penggerak) (5), sistem peralatan (7), blok perjalanan (8), blok mahkota (blok atas), a putar (6) dan kait (9). Derek pengeboran (12) berfungsi sebagai rangka kerekan dari mekanisme pengangkat. Untuk mengurangi gaya pada tali baja (7) dari sistem perjalanan, digunakan sistem kerekan rantai.
Polipasta - itu adalah sistem blok bergerak dan tetap di mana tali baja dilewatkan. Salah satu ujung tali dipasang pada kepala sumur, sedangkan ujung lainnya dililitkan pada drum winch (tali lari). Di bagian pendukung atas rig pengeboran, blok rol tetap dipasang, yang disebut blok mahkota(Gbr. 34).
Beras. 34. Blok mahkota: 1 - katrol; 2 - sumbu; 3 - bingkai; 4 - penutup pengaman; 5 - katrol bantu
Balok yang bergerak disebut ditangani blok (Gbr. 35). Paling sering, blok mahkota terdiri dari enam gulungan dengan alur untuk tali kawat, dan blok perjalanan terdiri dari lima gulungan dengan alur. Dalam hal ini, lubang bor mencapai permukaan, di mana ia memasuki sistem fasilitas pengolahan melalui talang (14). Dalam sistem fasilitas perawatan, cairan pemboran dibersihkan dari partikel batuan, masuk kembali ke tangki penerima (18), dan proses pemboran dilanjutkan.
Dengan metode pemboran turbin, fluida pemboran merupakan fluida kerja untuk menggerakkan motor downhole hidrolik – turbodrill.
Cairan pengeboran melakukan sejumlah fungsi penting saat mengebor sumur. Dengan sirkulasi konstan selama pengeboran, cairan pengeboran mendinginkan kerucut mata bor, membawa partikel batuan yang hancur dari dasar sumur ke permukaan, mencegah kemungkinan emisi minyak dan gas selama proses pengeboran, dan mencegah keruntuhan dan penghancuran dinding. lubang sumur selama pemboran. Untuk setiap bidang, tergantung pada pertambangan dan kondisi geologi, struktur dan komposisi batuan, tekanan reservoir, dll. cairan pengeboran yang sesuai disiapkan. Formulasi dan komposisi fluida pemboran harus ditentukan dalam desain teknis pemboran sumur. Cairan pengeboran harus cukup bergerak, menahan dengan baik partikel-partikel batuan yang hancur, tidak disaring menjadi batuan, dll. Pada dasarnya, larutan lumpur digunakan sebagai cairan pengeboran, yang disiapkan menurut resep khusus, yaitu. larutan tanah liat dalam air dengan aditif yang sesuai. Terkadang solusi berbasis minyak digunakan.
Selama pengeboran, ketika kelly (persegi) memasuki solusi dengan panjang penuh, alat bor diangkat dari sumur dengan panjang kotak menggunakan winch dan digantung menggunakan elevator atau wedges. poros rotor. Pipa terkemuka (persegi) dibuka bersama dengan putar dan diturunkan ke pipa selubung yang dipasang terlebih dahulu di sumur miring, yang disebut lubang. Panjang lubang harus sama dengan panjang pipa utama. Lubang dibor sebelum dimulainya pengeboran sumur di sudut kanan menara derek. Kemudian tali bor dibangun dengan memasang dua pipa ke sana (dua disekrup di antara kasing, gaya pada tali lari akan sepuluh kali lebih kecil dari berat sebenarnya dari tali bor yang diangkat.
Selama proses pengeboran, perlu untuk memutar string pipa bor dengan sedikit dan pada saat yang sama memasukkan cairan pengeboran ke dalam pipa-pipa ini untuk membawa batu yang dibor. Untuk tujuan ini, perangkat khusus dipasang (ditangguhkan) antara kait (9) dan kotak (11), yang disebut memutar(6). Untuk pemindahan ke permukaan batuan yang hancur di dasar sumur, untuk pendinginan bit, untuk mengaktifkan motor downhole (turbodrills) di dalam sumur bor, secara konstan bersirkulasi liat larutan. Lumpur bor, disiapkan di permukaan, diambil dari tangki (18) oleh pompa pengeboran piston (16) dengan mesin (17) dan melalui pipa injeksi (15) melalui selang fleksibel khusus bertekanan tinggi (10) di bawah tekanan diumpankan melalui putar ke dalam pipa bor.
Memutar terdiri dari badan berongga, di dalamnya terdapat platform pendukung horizontal dengan bantalan dorong dorong, di mana bagian yang berputar - rotor - bersandar, di mana tali pipa bor dipasang menggunakan koneksi berulir. Di bagian atas badan putar, cairan pengeboran dipompa melalui nosel, yang melewati rotor berongga ke dalam string bor. Keluar melalui lubang mata bor, cairan pengeboran, bercampur dengan partikel batuan yang hancur, naik melalui anulus
Beras. 35. Blok perjalanan: 1 - melintasi; 2 - katrol; 3 - sumbu; 4 - penutup pengaman; 5 - pipi; 6 - anting-anting
bor pipa), lepaskan dari lift atau baji, turunkan ke dalam sumur dengan panjang dua pipa, gantung dengan elevator atau baji di meja rotor, angkat kelly dengan putar dari lubang, kencangkan ke tali bor, lepaskan tali bor dari baji atau elevator, turunkan mata bor ke lubang dasar, dan pengeboran sumur berlanjut.
Untuk mengganti mata bor yang aus dengan mata bor yang lain, pahat bor dinaikkan, mata bor diganti, pahat dengan mata bor diturunkan, dan pengeboran sumur dilanjutkan. Ketika drum winch berputar, tali keliling dililit atau dilepas dari drum, dan karena ini, blok perjalanan dengan pengait dinaikkan atau diturunkan. Ke kait dengan bantuan sling dan lift, tali bor yang akan dinaikkan atau diturunkan ditangguhkan. Saat mengangkat, alat bor disekrup menjadi beberapa bagian, yang disebut lilin, dan atur lentera menara di atas kandil. Bagian, atau lilin, memiliki panjang tergantung pada ketinggian rig pengeboran. Jadi, dengan tinggi menara 41 meter, panjang lilin adalah 25-36 meter. Turunnya alat bor (drill string) ke dalam sumur dilakukan dalam urutan terbalik. Rig pengeboran - ini adalah struktur logam di atas sumur untuk menurunkan dan mengambil alat bor dengan bit, motor downhole, pipa casing, menempatkan dudukan bor setelah ditarik keluar dari sumur, dll.
Pelepasan menara menara(Gbr. 36) dan tiang kapal(Gbr. 37).
Menara menara BM-41 (Gbr. 37) adalah piramida logam tetrahedral terpotong biasa. Ini terdiri dari empat kaki (1), gerbang (2), balkon (3) pekerja atas (berkuda), platform blok mahkota (4), kambing (5), sabuk melintang (6), skrup (7 ) dan tangga terbang (8 ).
Menara tiang diproduksi dengan dukungan tunggal dan dua dukungan berbentuk A. Menara berbentuk A yang paling umum digunakan.
Tiang menara berbentuk A (Gbr. 37) terdiri dari rak pengangkat (1), bagian tiang (2,3,4,6), pintu darurat (5), kambing pemasangan (7), bingkai blok mahkota ( 8), stretch mark (9,10,14), cowok (11), tangga terowongan (12), balkon (13)
Beras. 36. Menara VM-41: 1 - kaki; 2 - gerbang; 3 - balkon; 4 - platform blok subcrown; 5 - memasang kambing; 6 - sabuk melintang; 7 - skrup; 8 - tangga berbaris
Beras. 37. Menara tiang tipe-A: 1 - rak pengangkat; 2, 3, 4, 6 - bagian tiang; 5 - tangga darurat; 7 - memasang kambing untuk perbaikan blok mahkota; 8 - bingkai blok sub-mahkota; 9, 10, 14 - stretch mark; 11 - kawat gigi; 12 - tangga terowongan; 13 - balkon; 15 - sabuk pengaman; 16 - tangga tengah penerbangan; 17 - engsel
kerja, sabuk pengaman (15), tangga tengah (16), engsel (17).
Menara diproduksi dalam beberapa modifikasi. Karakteristik utama dari derek adalah daya dukung, tinggi, kapasitas "toko" (tempat berdiri pipa bor), dimensi pangkalan bawah dan atas, dan berat (massa derek).
Kapasitas angkat mesin derek adalah beban maksimum yang diizinkan pada mesin derek dalam proses pengeboran sumur. Ketinggian menara menentukan panjang lilin yang dapat dikeluarkan dari sumur, ukurannya menentukan durasi operasi tripping.
Untuk mengebor sumur hingga kedalaman 400-600 m, digunakan derek setinggi 16-18 m, hingga kedalaman 2000-3000 m - ketinggian 42 m, dan hingga kedalaman 4000 hingga 6500 m - 53 m.
Kapasitas "toko" menunjukkan berapa panjang total pipa bor dengan diameter 114-168 mm yang dapat ditempatkan di dalamnya. Dimensi pangkalan atas dan bawah mencirikan kondisi kru pengeboran, dengan mempertimbangkan penempatan peralatan pengeboran, alat pengeboran, dan sarana mekanisasi operasi tersandung. Dimensi dasar atas menara adalah 2x2 atau 2,6x2,6 m, dan yang lebih rendah adalah 8x8 atau 10x10 m.
Massa total rig pengeboran adalah puluhan ton.
Untuk mekanisasi operasi tripping, sistem travel dan drawwork digunakan. Sistem perjalanan terdiri dari blok mahkota stasioner (Gbr. 34), yang dipasang di bagian atas rig pengeboran, blok perjalanan (Gbr. 35), terhubung ke blok mahkota dengan tali perjalanan, salah satu ujungnya dilekatkan pada drum winch, dan ujung lainnya dipasang tetap di kait pengeboran. Sistem tekel adalah kerekan rantai (sistem blok) yang dirancang untuk mengurangi ketegangan tali tekel dan untuk mengurangi kecepatan menurunkan alat bor, selubung, dan pipa bor.
Alat pengeboran ditangguhkan di kait: saat mengebor, dengan bantuan putar, dan selama operasi tersandung, dengan bantuan sling dan lift (Gbr. 38). Drawwork digunakan untuk :
"*%" 1) menahan berat alat bor; *" " 2) penurunan dan pengangkatan pipa bor dan pipa selubung.
Beras. 38. Skema suspensi pipa bor selama operasi tripping: sebuah - skema; b - lift: 1 - pipa bor; 2 - lift; 3 - tautan
Rig pengeboran dilengkapi dengan drawwork dengan kapasitas tertentu. Untuk mekanisasi memasang dan membuka sekrup sambungan alat pipa bor, penjepit bor otomatis AKB-ZM dan penjepit gantung PKB-1, pegangan baji pneumatik PKR-560 untuk penjepit mekanis dan pelepasan pipa bor digunakan. Kunci AKB-ZM (Gbr. 39) dipasang di antara winch dan rotor 4 di fondasi.
Bagian utama dari kunci adalah blok kunci 1, kereta dengan silinder pneumatik 2, dudukan 3 dan panel kontrol 4.
Sekrup dan buka tutup pipa bor dilakukan menggunakan blok kunci pas yang dipasang pada kereta, yang bergerak dengan bantuan dua silinder pneumatik di sepanjang pemandu: baik menuju pipa bor yang dipasang di rotor, atau menjauh darinya. Perangkat penjepit, serta mekanisme untuk memindahkan blok kunci, ditenagai oleh silinder pneumatik yang diaktifkan dari panel kontrol 4. Untuk tujuan ini, udara terkompresi disuplai ke sistem dari penerima.
Beras. 39. Kunci pengeboran AKB-ZM: 1 - blok kunci; 2 - kereta dengan silinder pneumatik; 3 - rak; 4 - panel kontrol
Baru-baru ini, kunci AKB-ZM2 telah diproduksi, yang desainnya didasarkan pada kunci AKB-ZM. Atas dasar tong pengeboran AKB-ZM2, tong AKB-ZM2-E2 dengan penggerak listrik dua sisi rotator telah dikembangkan dan diproduksi secara massal di pabrik Izhneftemash (Izhevsk).
| Ciri | AKB-ZM2 | AKB-ZM2-E2 |
| Diameter nominal pipa yang disekrup (tidak disekrup), mm: casing pengeboran | 108-216 114-194 | 108-216 114-194 |
| Penggerak rotator | motor pneumatik | surel mesin |
| Frekuensi rotasi perangkat penjepit pipa, rpm: pada kecepatan pertama pada kecepatan kedua | 60-105 | |
| Make-up (breakout) torsi (kNm): pada kecepatan pertama, tidak kurang dari: pada kecepatan kedua, tidak kurang dari: maksimum (dengan dua atau tiga pemasangan kembali) | 1,2 30 | 1,25 2,5 |
| Daya penggerak, kW | 15/7,5 | |
| Tekanan udara di jaringan, MPa | 0,7-0,9 | 0,7-0,9 |
| Dimensi keseluruhan, mm Blok kunci dengan carriage dan kolom Panel kontrol Stasiun kontrol | 1730x1013x2380 870x430x1320 | 1730x1020x2700 790x430x1320 700x650x1600 |
| Massa kunci, kg |
Mekanisme utama yang melakukan operasi pemasangan dan pelepasan pipa adalah blok kunci.
Pada selip pemandu, blok kunci pas bergerak di sepanjang kereta di bawah aksi dua silinder pneumatik kerja ganda, menyediakan pasokan perangkat penjepit ke pipa bor dan melepasnya. Rotasi perangkat penjepit pipa dari blok kunci - dari motor udara melalui gearbox. Kereta berputar bebas di bagian atas kolom, dan posisinya selama operasi tetap. Kereta dengan blok kunci dapat bergerak di sepanjang kolom tingginya. Kuncinya dilekatkan secara kaku ke dasar rig pengeboran oleh bagian bawah senar. Panel kontrol menyediakan remote control dari operasi kunci.
Cakupan kunci AKB-ZM2-E2 dan jangkauan koneksi yang disekrupkan mirip dengan kunci AKB-ZM2.
Kunci PKB-1 digantung di rig pengeboran dengan tali. Ketinggian suspensinya diatur oleh silinder pneumatik dari panel kontrol.
Dalam beberapa tahun terakhir, untuk mekanisasi proses make-up dan break-out pipa bor dan pipa casing saat mengebor sumur minyak dan gas, tong pengeboran dua kecepatan otomatis dengan penggerak pneumatik AKB-4 telah dikembangkan dan digunakan. , yang dikembangkan berdasarkan tong AKB-ZM2 bekas dan memiliki koefisien penyatuan yang tinggi dengannya. Kuncinya mudah dioperasikan dan dirawat, andal dalam pengoperasiannya.
Keuntungan dari baterai kunci-4:
Torsi tinggi - 70 kNm - memungkinkan Anda melakukannya tanpa menggunakan kunci mesin;
Torsi diterapkan pada sambungan yang akan disekrup tanpa guncangan, karena keausan pipa bor dan kerupuk kunci itu sendiri berkurang secara signifikan;
Pembatas torsi yang dipasang pada kunci memungkinkan Anda membuat koneksi dengan torsi yang telah ditentukan, setelah mencapai mana motor udara dimatikan.
Karakteristik teknis baterai-4:
1. Diameter nominal pipa yang disekrup atau dibuka, mm
pengeboran - 108-216; selubung - 114-194;
2. Rotator drive - motor pneumatik piston;
3. Daya penggerak, kW-13;
4. Tekanan udara dalam jaringan, MPa - 0,7-1,0; , sh5. Torsi, kNm: i "i pada kecepatan (cepat) pertama - 5,0;
% pada kecepatan (lambat) kedua - 70.0;
6. Dimensi keseluruhan, mm
blok kunci dengan kereta dan kolom 1780x1230x2575; "panel kontrol 870x430x 1320;
berat kunci, kg - 2700.
; PKR-560 pneumatic wedge grip digunakan untuk grip mekanis dan pelepasan pipa bor dan casing. Itu dipasang di rotor dan memiliki empat irisan yang dikendalikan dari remote control menggunakan silinder pneumatik. , Saat mengebor sumur, putar, pompa lumpur, selang tekanan, dan rotor juga digunakan.
Memutar(Gbr. 40) digunakan untuk menghubungkan sistem perjalanan tidak berputar dan kait bor ke pipa bor yang berputar dan untuk memasukkan cairan pembilasan bertekanan tinggi ke dalamnya.
pompa lumpur digunakan untuk menginjeksikan fluida pemboran ke dalam sumur. Saat mengebor sumur, pompa dua silinder piston kerja ganda digunakan.
Saat ini, pabrik Izhneftemash telah menguasai produksi pompa lumpur NB 32, NB-50, NB-80, NB 125Izh (pompa kerja ganda dua silinder horizontal, digerakkan dengan peredam roda gigi terintegrasi).
Pompa NB32, NB50, NB80 digunakan untuk memompa cairan pembilas (air, lumpur) ke dalam sumur.
Nasi. 40. Putar: 1 - bantalan; 2 - tubuh; 3 - segel minyak; 4 - tautan; 5 - pipa tekanan; 6 - penutup rumah; 7 - bagasi
baik, selama eksplorasi geologi dan pengeboran eksplorasi struktural di
minyak dan gas.
Pompa NB 125Izh digunakan:
Untuk injeksi cairan pembilasan saat pengeboran sumur minyak dan gas;
untuk injeksi media cair saat melakukan operasi pembilasan dan pemerasan dalam proses pengerjaan ulang sumur;
untuk injeksi air, larutan polimer ke dalam formasi produktif untuk intensifikasi produksi minyak; untuk memompa berbagai cairan non-agresif, termasuk minyak yang tergenang.
Karakteristik teknis pompa.
| Nama pompa | Langkah piston, mm | Tinggi hisap, m |
| NB32 | ||
| NB50 | ||
| NB80 | ||
| NB125 |
Pompa tekanan dan suplai.
| Nama pompa | daya, kWt | Diameter bushing yang dapat diganti, mm | Pasokan volumetrik, m 3 / jam | Tekanan maksimum, MPa | Jumlah pukulan ganda per menit |
| NB32 | 15,8 | 4,0 | |||
| 20,9 | 4,0 | ||||
| 26,3 | 3,2 | ||||
| 32,4 | 2,6 | ||||
| NB50 | 20,9 | 6,3 | |||
| 26,3 | 5,0 | ||||
| 32,0 | 4,1 | ||||
| 39,6 | 3,4 | ||||
| NB80 | 19,8 | 10,0 | |||
| 26,0 | 8,0 | ||||
| 32,7 | 6,3 | ||||
| 40,3 | 5,2 | ||||
| 50,4 | 4,3 | ||||
| NB 125IZH | 25,2 | 17,0 | |||
| 32,0 | 13,0 | ||||
| 43,5 | 10,0 | ||||
| 54,0 | 8,8 | ||||
| NB 125IZH WT. | 33,0 | 13,0 | |||
| 42,0 | 10,0 | ||||
| 57,0 | 7,5 | ||||
| 71,0 | 6,0 |
Atas dasar pompa lumpur, pabrik memproduksi unit pompa ANB 22, AN-50 dan AN-125.
Unit pompa terdiri dari kerangka tempat pompa lumpur, motor listrik, dan penggerak sabuk-V dipasang.
Unit ANB 22 memiliki gearbox tiga kecepatan yang memungkinkan Anda mengubah aliran pompa dalam rentang yang luas.
Selain pompa yang terdaftar, pabrik telah menguasai dan memproduksi pompa penyemenan NTs 320. NTs 320 adalah pompa kerja ganda horizontal kerja ganda dengan roda gigi cacing built-in, yang dirancang untuk memompa media cair (tanah liat, semen, larutan garam) selama operasi pembilasan dan pemerasan dan penyemenan sumur minyak dan gas dalam proses pengeboran dan perbaikannya.
Desain pompa dikembangkan berdasarkan pompa 9T.
Daya yang berguna dari pompa adalah 108 kW.
Rasio roda gigi dari pasangan cacing adalah 22.
Tekanan dan aliran volume pompa.
Selang tekanan(selang bor) digunakan untuk memasok cairan pembilasan di bawah tekanan ke putar.
Rotor(Gbr. 41) berfungsi untuk memutar string bor pada frekuensi 30-300 rpm selama pengeboran, untuk melihat torsi reaktif dari string, untuk menahan berat pipa bor atau casing yang dipasang di atas mejanya, di lift atau baji saat membuat lilin selama operasi pulang-pergi, memancing, dan pekerjaan lainnya.
Beras. 41. Rotor: 1 - bingkai; 2 - meja dengan ring gear yang diperkuat; 3 - klem; 4 - liner; 5 - selubung; 6 - poros
Rotor terdiri dari bingkai 1, di rongga bagian dalam di mana meja 2 dengan ring gear yang diperkuat dipasang pada bantalan, poros 6 di satu sisi dan roda gigi bevel di sisi lain, selubung 5 dengan bergelombang luar permukaan, liner 4 dan klem 3 untuk pipa terkemuka. Selama operasi, gerakan rotasi dari winch ditransmisikan ke poros melalui transmisi rantai dan diubah menjadi gerakan vertikal translasi dari pipa utama yang dijepit di meja putar oleh klem.
Aktuator memberikan daya ke winch, pompa lumpur, dan rotor. Penggerak daya rig pengeboran adalah diesel, listrik, diesel-listrik dan diesel-hidrolik.
Penggerak diesel Ini diterapkan di tempat-tempat pengeboran di mana tidak ada daya listrik dari daya yang dibutuhkan.
Penggerak listrik mudah untuk menginstal dan mengoperasikan, keandalan yang tinggi dan efektivitas biaya.
Diesel-listrik penggerak diesel yang memutar generator yang, pada gilirannya, memberi makan motor listrik.
Diesel-hidrolik penggerak terdiri dari mesin pembakaran internal dan transmisi turbo. Penggerak daya total rig pengeboran adalah dari 1000 hingga 4500 kW, yang didistribusikan ke penggerak pompa pengeboran dan rotor.
Sistem sirkulasi berfungsi untuk mengumpulkan dan memurnikan lumpur bor bekas, menyiapkan porsi baru dan memompa lumpur yang sudah dibersihkan ke dalam sumur.
Mata bor
Pahat adalah alat bor untuk penghancuran mekanis batuan dalam proses pengeboran sumur. Pengeboran putar menggunakan berbilah dan kerucut bit.
Mata bor adalah mata bor yang memotong dan mencukur yang dirancang untuk mengebor batuan kental dan plastik dengan kekerasan rendah (tanah liat kental, serpih rapuh, dll.) dan abrasivitas rendah, paling sering digunakan dalam pengeboran putar.
Bit kerucut adalah bit pemotongan dan tindakan abrasif dengan nozel pemotong batu berlian atau paduan keras. Bit tricone yang paling umum digunakan.
Bit kerucut digunakan dalam pengeboran putar untuk mengebor batuan dengan sifat fisik dan mekanik yang berbeda, termasuk saat mengganti batuan yang sangat plastis dengan viskositas rendah dengan batuan dengan kekerasan sedang.
Cone bits terbuat dari baja berkualitas tinggi dengan perlakuan kimia-termal berikutnya pada suku cadang dengan keausan tinggi, dan gigi terbuat dari paduan keras.
Pahat berlian. Bit berlian digunakan untuk mengebor batuan keras. Tepi pemotongan bit ini dilengkapi dengan berlian buatan. pahat berlian adalah spiral, radial dan melangkah. Dalam bit berlian spiral, bagian kerja memiliki spiral yang dilengkapi dengan berlian buatan dan lubang pembilasan. Bit berlian spiral digunakan dalam pengeboran turbin untuk penghancuran batuan abrasif rendah dan sedang.
Dalam bit berlian radial, permukaan kerja terdiri dari tepian radial dalam bentuk sektor, dilengkapi dengan berlian, dan di antara mereka ada lubang pembilasan.
Bit ini digunakan dalam pengeboran putar dan turbin untuk penghancuran batuan keras dan batuan abrasif rendah dengan kekerasan sedang.
Bit intan berundak memiliki permukaan kerja dalam bentuk bentuk loncatan. Bit bertahap digunakan dalam metode pengeboran putar dan turbin saat mengebor batuan lunak dan keras dengan tingkat abrasif rendah.
Kehidupan dan penetrasi per bit berlian lebih lama dari bit lainnya. Karena ini, jumlah operasi tripping selama pengeboran sumur berkurang.
Hasil yang baik dalam produksi mata bor, mata bor yang diperkuat dengan berlian sintetis untuk pengeboran sumur vertikal, terarah, horizontal, dan lubang bor horizontal lateral diperoleh di perusahaan gabungan Rusia-Amerika di Udmurtia JV "UDOL" ("Udmurt bits"). Lebih dari 50 ukuran standar berbagai bit, kepala inti, dan kalibrator diproduksi di sini:
a) potongan berlian dari berbagai model;
b) bit baling-baling RDS dengan dimensi dari 119 hingga 259 mm;
c) bit dengan pemotong karbida PC;
d) bit SR bisentris untuk pengeboran dengan reaming simultan dari lubang sumur dari 120,6x141,9 hingga 215.9xx250 mm;
D dan e) kepala bor untuk coring, serta pengambilan sampel inti;> . proyektil untuk coring di sumur horizontal; o "e) kalibrator.
Bit off-center (bicentric) sangat efisien dan dapat diandalkan. Tingkat penetrasi dengan penggunaannya meningkat 3-5 kali lipat.
Bit untuk coring. Untuk menggambar bagian stratigrafi, mempelajari karakteristik litologi batuan produktif, menentukan kandungan minyak atau gas dalam batuan, dll. di sumur selama pengeboran, pilar batuan yang tidak hancur dari cakrawala produktif (inti) dipilih. Bit coring khusus digunakan untuk pengambilan sampel dan pengangkatan ke permukaan inti (Gbr. 42). Mata bor tersebut terdiri dari kepala bor (1) dan satu set inti yang dipasang pada badan kepala bor melalui sambungan berulir. Kepala bor berbentuk kerucut, berlian
dan karbida. Pemotong di kepala bor dipasang sehingga batu di tengah dasar sumur bor tidak hancur, karena itu inti terbentuk (2). Kepala bor untuk sumur bor dengan coring diproduksi terutama empat dan enam kerucut, meskipun ada juga delapan kerucut. Di kepala bor berlian dan paduan keras, elemen pemotong batu ditempatkan sedemikian rupa sehingga memungkinkan untuk mendorong batu yang hancur hanya di sepanjang pinggiran lubang bawah, meninggalkan pilar batu yang tidak hancur di tengah. Pilar batu selama pengeboran sumur lebih lanjut memasuki set inti, yang terdiri dari badan (4) dan inti. 42. Skema perangkat ^ disebut bit lonkovy: 1 - pengeboran bantalan tanah. Gruntonoska obes-kepala; 2 - inti; 3 - pembawa tanah; menjaga keamanan inti 4 - badan set inti; 5 - saat mengebor sumur, katup bola dan saat mengangkat alat bor
alat ke permukaan. Pemutus inti dan penahan inti dipasang di bagian bawah kapal keruk, dan katup bola (5) dipasang di bagian atas, yang memastikan aliran cairan dari kapal keruk saat diisi dengan inti. Untuk pengambilan sampel inti, bit inti dengan pembawa tanah yang dapat dilepas dan tidak dapat dilepas digunakan. Saat menggunakan mata bor inti dengan kepala yang dapat dilepas, pembawa tanah dengan inti diangkat dengan turun ke lubang pengeboran.
untaian tali baja dengan penangkap. Setelah penangkap diangkat, inti dikeluarkan dari kapal keruk, kapal keruk yang dibebaskan dari inti dipasang di palung set inti, dan, setelah menurunkan alat pengeboran, pengeboran dilanjutkan dengan pengambilan sampel inti pada interval berikutnya. Kepala bor untuk pengambilan sampel inti, diproduksi oleh JV "UDOL", memberikan pelepasan inti sebesar 85-100%.
Pipa bor
Pipa bor saat pengeboran sumur digunakan untuk mentransfer rotasi ke bit selama pengeboran putar, memasok cairan pembilasan ke turbodrill selama pengeboran turbin, membuat beban pada bit, memasok cairan pengeboran ke dasar sumur untuk mendinginkan bit, untuk naik ke permukaan batu yang hancur, naikkan dan turunkan mata bor, bor turbo, bor listrik, pembawa tanah, dll.
Saat mengebor sumur, pipa bor baja (SBT) digunakan dengan ujung yang ditanam di dalam dan di luar, dengan ujung penghubung yang dilas, dengan kerah pemblokiran, dengan kerah penstabil, serta pipa bor paduan ringan (LBT).
Pipa bor baja terbuat dari baja karbon dan baja paduan. Pipa bor dengan ujung kesal di dalam dan di luar dengan diameter hingga 102 mm dan lebih diproduksi dengan panjang lebih dari 11,5 m.Pipa dengan panjang 6 m disuplai lengkap dengan kopling, dan pipa dengan panjang 8 dan 11,5 m dipasok tanpa kopling. Untuk menghubungkan pipa bor, kunci pengeboran digunakan: ZN - kunci dengan lubang tembus normal; - kunci dengan lubang tembus lebar; ZU - mengunci dengan lubang tembus yang diperbesar. Kunci dan digunakan untuk menyambung pipa bor dengan ujung yang putus di dalam, dan kunci ZU digunakan untuk menyambung pipa bor dengan ujung yang putus di luar.
Pipa bor diproduksi dengan diameter luar 60, 73, 89, 102, 114, 127.140 dan 169 mm dan ketebalan dinding 7 hingga 11 mm. Untuk mengurangi jumlah pemasangan dan pelepasan pipa selama operasi bolak-balik, pipa yang menggunakan kopling berulir
pertarungan terhubung dalam beberapa bagian (lilin). Bagian pipa bor saling berhubungan saat diturunkan ke dalam sumur menggunakan kunci berulir khusus, yang terdiri dari puting dengan ulir kerucut eksternal dan kopling dengan ulir kerucut internal.
Bagian pipa bor yang saling berhubungan disebut string bor. Pipa atas pertama dalam string bor disebut kelly (profil persegi). Pipa bor terakhir di bagian bawah disebut kerah bor (DC), yang dipasang di atas mata bor. Kerah bor dirancang untuk menambah bobot pada mata bor dan meningkatkan stabilitas bagian bawah senar bor. Itu terbuat dari pipa berdinding tebal. Penggunaan kerah bor memungkinkan Anda untuk membuat beban pada lubang bawah dengan satu set pipa berdinding tebal yang saling berhubungan, sehingga meningkatkan kondisi pengoperasian string bor. Untuk mengurangi berat seluruh tali bor saat mengebor sumur dalam, alih-alih pipa bor baja, pipa bor yang terbuat dari paduan aluminium (paduan aluminium dengan tembaga dan magnesium), yang disebut pipa bor paduan ringan (LBT), digunakan. Pipa bor paduan ringan diproduksi dengan ujung yang tidak rata dengan diameter 73, 93, 114, 129 dan 147 mm. Di ujung pipa-pipa ini, utas standar dipotong. Mereka terhubung satu sama lain dengan bantuan kunci bor baja khusus. Penggunaan pipa bor paduan ringan memungkinkan untuk mengurangi berat tali bor hampir dua kali atau lebih. Pipa bor diproduksi di pabrik dengan panjang 6,8 dan 11,5 m. Lilin dirakit dengan panjang 25-36 m.
Motor lubang bawah
Turbodrill. Dalam pengeboran turbin, mata bor digerakkan oleh motor lubang bawah yang disebut turbodrill. bor turbo - ini adalah motor downhole yang mengubah energi aliran lumpur yang bergerak menjadi gerakan mekanis - putaran poros turbodrill yang terhubung ke bit.
Beras. 43. Tahap turbin
Turbodrill adalah turbin multi-tahap dengan jumlah tahap dari 25 hingga 350. Setiap tahap turbin (Gbr. 43) terdiri dari stator (1) yang terhubung secara kaku ke badan turbodrill dan rotor (2) dipasang pada poros turbodrill . Di stator dan rotor, aliran fluida pengeboran berubah arah dan, mengalir dari satu tahap ke tahap lainnya, mengeluarkan sebagian tenaga hidrolik dari setiap tahap. Daya yang dihasilkan pada poros turbodrill oleh semua tahap dijumlahkan pada poros turbodrill dan ditransfer ke bit.
Diyakini bahwa untuk pengoperasian turbodrill yang efisien, perlu memiliki sekitar seratus turbin. Di setiap turbin, bilah rotor ditempatkan secara merata di sepanjang perimeter. Sebelum setiap turbin-rotor dalam casing turbodrill, turbin-stator yang desainnya serupa dipasang. Setiap pasang turbin rotor dan stator membentuk tahap turbodrill. Dalam turbodrill modern, jumlah tahapan tersebut mencapai tiga ratus. Aliran fluida pemboran pertama kali mengenai sudu turbin stator, berubah arah dan mengenai sudu rotor, kemudian berubah arah lagi, dan gaya radial yang dihasilkan melalui turbin rotor menggerakkan poros turbodrill. Industri ini memproduksi turbodrill multi-tahap satu bagian. Turbodrill dua, tiga dan empat bagian juga diproduksi, masing-masing memiliki hingga 230, 270 dan 280 turbin. Turbodrill multi-bagian digunakan dalam pengeboran sumur dalam.
Untuk pengambilan sampel inti saat mengebor sumur dengan metode turbin, digunakan bor inti (turbobit) dengan pembawa tanah yang dapat dilepas. Turbodrill diproduksi terutama dengan diameter luar 102 hingga 235 mm, mis. mereka dapat digunakan saat mengebor sumur dengan diameter yang berbeda.
Motor hidrolik downhole frekuensi rendah juga digunakan - ini adalah motor sekrup (perpindahan) dengan kecepatan poros 90 hingga 300 rpm. Motor sekrup downhole terdiri dari dua bagian: motor dan spindel.
Bagian motor terdiri dari rotor heliks (sekrup internal) dan stator dengan sekrup internal. Pada rotor, sekrup lebih pendek satu gigi, dan sumbu rotor diimbangi relatif terhadap sumbu stator. Cairan pengeboran, melewati celah mekanisme sekrup, memutar sekrup rotor.
Sekrup rotor terhubung ke poros, di ujungnya ada ulir untuk memasang bit.
Latihan listrik. Bor listrik adalah motor listrik downhole, dengan bantuan bit yang diputar di bagian bawah sumur. Motor AC tiga fase ditempatkan di badan bor listrik. Listrik disuplai ke motor listrik dari permukaan melalui kabel khusus yang terletak di dalam pipa bor. Di bawah putar ada pengumpul arus melingkar, di mana arus listrik disuplai melalui kabel. Seluruh kabel dibagi menjadi beberapa bagian terpisah. Masing-masing bagian memiliki panjang yang sama dengan panjang dudukan pipa bor. Penyambungan dan pemutusan bagian kabel selama pemasangan dan pelepasan lilin selama operasi tripping dilakukan dengan menggunakan kunci khusus (kontak) pada setiap lilin pipa. Saat memasang pipa tegak, batang memasuki selongsong dan menutup kontak listrik, dan ketika dibuka, kontak terbuka.Dalam proses pengeboran, string bor diam dan cairan pengeboran disuplai melaluinya ke dasar sumur. Kecepatan putaran rotor tidak tergantung pada jumlah fluida pemboran yang disuplai ke dasar sumur.
Kerugian dari bor listrik adalah ketidaknyamanan dalam memasok listrik ke bor listrik dan sulitnya memastikan keandalan penyegelan bor listrik dari lumpur pengeboran yang masuk. Dalam pengeboran listrik, bor listrik dengan diameter 170, 215 dan 250 mm dan mata bor 190,5 digunakan; 244,5; 295,3 mm.
