UNIVERSITATEA PETROL – GAZE PLOESTI DEPARTAMENTUL DE INVATAMANT LA DISTANTA SI CU FRECVENTA REDUSA
FACULTATEA I.P.G. SPECIALIZAREA INGINERIE DE PETROL SI GAZE AN UNIVERSITAR 2014-2015 AN DE STUDIU IV
FORAJ SPECIAL
TITULAR DISCIPLINA, PROF. DR. ING. LAZAR AVRAM
1
1. APLICAŢII ALE FORAJELOR DIRIJATE Dirijarea sondelor este impusă de anumite condiții de suprafață sau de anumite condiții tehnice sau economice.
1.1. Zone inaccesibile Unele zăcăminte de petrol și gaze se află sub zone de acces dificile (mări, lacuri, răuri, munți) sau sub zone urbane (fig. 1.1). Punerea în valoare a zăcămintelor prin sonde verticale este imposibilă, de aceea se utilizează forajul dirijat.
Tinta
a
Tinta
b
Tinta
c
Fig. 1.1. Foraj dirijate către ţinte situate sub zone inaccesibile a – sub mare; b – sub o zonă locuită; c – sub un munte
1.2. Foraj în grup (în tufă) Acest tip de foraj este utilizat in cazul unor foraje de exploatare. Exemplele semnificative le constituie forajele marine (offshore), unde costul construcției unei platforme fixe nu poate fi amortizat decȃt printr-un ansamblu de sonde de producție (fig.1.2).
Fig. 1.2. Shema exploatării unui zăcământ offshore Forajul în grup constituie o soluție optimă în cazul forajelor terestre realizate în localități urbane, industriale sau rezidențiale (fig. 1.3.).
2
Fig. 1.3. Schema exploatării unui zăcământ situat sub o zonă urbană Utilizȃndu-se una sau două instalații montate pe aceeași platformă sau pe platforme vecine se pot fora grupuri cu zeci de sonde dirijate. Construind un singur drum și o singură platformă de foraj pentru mai multe sonde, se vor reduce cheltuielile de amenajare, de montare și demontare a instalațiilor de foraj si se va simplifica infrastructura aferentă. Prin această metodă este posibilă chiar forarea a două sonde simultan, așa numitele sonde gemene (fig. 1.4.)
a b c Fig. 1.4. Schema forării de sonde gemene a – foraj în sondă; b – extragerea garniturii din sonda 2 şi introducerea în sonda 1; c – foraj în sonda 1
3
La forajul sondelor gemene în paralel se folosește o masă rotativă dublă, de construcție specială, sau două mese așezate în paralel, cu centrele deschiderilor de 1,5…2 m. Turla este prevăzută la partea superioară cu un geamblac mobil care se deplasează pe direcția deschiderilor meselor rotative. Deplasarea se realizează printr-un motor electric comandat de la pupitrul sondorului- șef. Forajul se execută cu o singură garnitură de foraj, care lucrează cȃnd în prima, cȃnd în a doua gaură de sondă. Prăjinile extrase dintr-o sondă se introduc în cealaltă fără a le mai stivui în turlă. Geamblacul se deplasează deasupra sondei din care se face extragerea sau deasupra aceleia în care se face introducerea (fig. 1.4).
1.3. Tehnica “side-track”
Fa lie
Tehnica “side-track” este întȃlnită în cazul abandonării porțiunii inferioare a unei găuri de sondă ca urmare a ruperii garniturii de foraj (fig. 1.5, a) sau datorită unor probleme de ordin geologic (fig. 1.5, b). Uneori devierea intenționată este impusă de unele condiții geologice dificile precum: masive de sare, straturi cu tendință severă de deviere, zone cu pierderi masive de fluide de foraj.
Side-track
a
Partea a putului abandonata si reluata in foraj dirijat
Obiectivul forajului dirijat b
Fig. 1.5. Reluarea forajului în sistem dirijat: a – din raţiuni tehnice; b – din raţiuni geologice
1.4. Sonde de salvare Dacă o sondă de petrol sau gaze erupe liber și nu poate fi închisă sau captată, se forează în jurul ei una sau mai multe sonde de salvare, dirijate astfel încȃt să intercepteze sonda scăpată și să permită trecerea ei sub control. Aplicația aceasta este cea mai spectaculoasă și mai delicată, deoarece presupune o mare precizie pentru interceptarea sau sosirea în proximitatea puțului care erupe.
4
Directia vantului
Cap de sonda submarin 1000...1500 m
Sonda in eruptie
Acoperis Rezervor Distanta preferabil sub 30m
Fig. 1.6. Sondă de salvare
1.5. Alte aplicații a. Dublet geotermic (fig. 1.7). O exploatare geotermală necesită, două foraje: unul de producție, care permite extragerea apei calde, și unul de injecție, care permite reinjectarea apei uzate în strat. Cel de-al doilea foraj trebuie astfel executat încȃt extremitatea acestuia să fie plasată la o distanță optimă față de primul foraj, pentru a se evita o scădere prea rapidă a temperaturii apei exploatate. text
text
Productie
Injectie text
Sonda productiva (apa calda)
text
Sonda de injectie (apa rece)
Zona productiva
Fig 1.7. Dublet geotermic
5
b. Carotaj efectuat după un experiment nuclear (fig. 1.8)
Fig. 1.8. Extragerea unor eşantioane după un experiment nuclear c. Diferite tipuri de foraje offshore: Foraje executate de pe platforme fixe care încorporează și instalația de foraj (compact rig) (fig. 1.9,a); Foraje executate de pe platforme fixe cu un vas tender (fig. 1.9,b); Foraje realizate de pe platforme autoelevatoare (fig. 1.9,c).
Fig. 1.9. Foraje offshore dirijate: a – compact rig; b – cu tender; c – platformă autoelevatoare (jack-up platform)
6
Tot în această categorie trebuie incluse și toate platformele de producție cu foraje în tufă. Inițial (faza I) se realizează forajul de pe platforme semisubmersibile (fig. 1.10, a) sau submersibile (fig. 1.10, b). Amorsarea lucrărilor de foraj presupune utilizarea unei plăci de bază, de o construcție specială. In faza a II-a, după deplasarea platformei de foraj, se montează o platformă cu utilaje specifice extacției hidrocarburilor (fig. 1.10, c).
Fig. 1.10 Foraje offshore şi platforma de produţie: a – foraj de pe o platformă semisubmersibilă; b – foraj de pe o platformă autoelevatoare; c – platformă de producţie d. Foraj orizontal Devierile sondelor la 90º se execută mai ales pentru obţinerea unor producții mai mari de țiței (fig.1.11). În ultimii ani se vorbește tot mai mult de exploatarea gazelor neconvenționale cu precădere a gazelor de șist. Exploatarea acestora presupune realizarea unui foraj orizontal, urmat de fisurarea hidraulică a stratului pe porțiunea orizontală.
Fisuri Titei
Apa
Fig. 1.11. Foraj orizontal
7
2. COORDONATE DE REFERINŢĂ ÎN DEVIEREA ŞI DIRIJAREA SONDELOR Caracteristic pentru o sondă dirijată este faptul că verticala liniei care trece prin țintă (target) este situată la o oarecare distanță față de verticala liniei ce trece prin capul sondei. Distanța aceasta se numește deplasarea sondei (tălpii). Drumul urmat de sapa de foraj, spre a se face legătura dintre capul sondei și țintă se numește traseul sondei. Distanța verticală dintre capul sondei (masa rotativă sau un alt reper) și direcția orizontală a țintei definește adȃncimea verticală a sondei iar ungimea traseului realizat de sapă se numește adȃncimea măsurată sau lungimea intervalului forat. Pentru a caracteriza pozitia în spațiu a unui punct oarecare, se folosesc așanumitele coordonate de referință. Cunoașterea acestor coordonate, permit ajungerea cu precizie la țintă (target). 1. Unghiul de înclinare (înclinarea sau unghiul zenital) α reprezintă unghiul format de tangenta la axa sondei și verticală (fig. 2.1). Z
Verticala
α
ω T (talpa sondei)
N
C or oo d rd sa o u na S u te d re (la la tit tiv ud e in e)
X
Y
Fig. 2.1. Poziţia spaţială a găurii de sondă
2. Azimutul (unghiul de orientare sau direcția înclinării) ω reprezintă unghiul măsurat în plan orizontal dintre planul vertical (V) determinat de verticală și axa sondei și un plan de referință (cf. fig. 2.1). Altfel spus azimutul este unghiul dintre proiecția tangentei în planul orizontal și o direcție de referință. Ca direcții de referință se consideră; direcția nordului geografic (direcția meridianului); direcția nordului magnetic (direcția busolei); direcția nordului Lambert UTM (axa y a sistemului de axe rectangulare sau așa zisul quadrilaj). Azimuturile (reperate în raport cu direcțiile aintite) sunt considerate pozitive atunci cȃnd deplasarea se face în sensul acelor de ceasornic: de la 0 la 360 grade (meridian); de la 0 la 400 grade (busolă).
8
Sistemul quadrilajului, utilizat încă la unele aparate de măsură, face referință urmȃnd direcția nordului sau sudului, la un număr X cuprins între 0 și 90 grade spre est sau spre vest. 3. Unghiul de declinație (declinația D) reprezintă unghiul dintre direcția nordului magnetic local și direcția nordului geografic (meridian local) și este considerat pozitiv către est. 4. Unghiul de convergență (convergența c) Se numește convergență unghiul dintre meridianul local și nordul Lambert sau UTM (meridianul central al proiecției). În figura 2.2 sunt prezentate relaţiile dintre diferite unghiuri. Repere: NG - direcția nordului geografic; NM - direcția nordului magetic; y - direcția nordului quadrilajului kilometric; ωg - azimutul geografic; ωm - azimutul magnetic; D - declinația; d - declinația raportată la quadriaj; c - convergența. NG y
ng en te i
ωg
i ta
ωz
NM
pr oie c
tie
ωm
c
Di rec
tia
D
d
Fig. 2.2. Relaţii între diferite unghiuri Declinația variază în funcție de locul si timpul considerat. În fiecare an, declinatia magnetică scade cu 11 minute centezimale. 5. Raza de curbură și intensitatea de deviere în plan vertical Fie: L - lungimea forată între punctele A și B; h - proiecția verticală; a - proiecția orizontală a acestei lungimi; α – unghiul de înclinare (fig. 2.3). Intensitatea de deviere în plan vertical (gradientul de deviere) reprezintă variația unghiului de inclinare cu lungimea L: d iv (2.1) dL Adesea, intensitatea de deviere se exprimă cu ajutorul limitelor finite: 2 1 iv (2.2) L L unde α1 și α2 sunt înclinările măsurate între două puncte aflate la distanța ΔL.
9
Fig. 2.3. Determinarea razei de curbură şi a intensităţii de deviere Intensitatea de deviere reflectă de fapt raza de curbura a axei sondei în plan vertical: 360 L 180 1 (2.3) R 2 iv Intensitatea de deviere de exprima în grade/10 m. În general, iv este păstrată constantă, cȃt mai mult posibil în timpul afectat începerii devierii (raza de curbură constantă). De aceea, pentru cazurile practice se accepta relația: 180 10 573 (2.4) R iv iv În tabelul 2.1 sunt prezentate valori ale razei de curbură pentru diferite intensități de deviere în plan vertical. Tabelul 2.1. Valori ale razei de curbură pentru diferite intensități de deviere iv, º/10 m 0,5 1 1,5 2 R, m 1146 573 382 286
2,5 229
6. Profilul sondei și înclinograma Proiecția axei unei sonde într-un plan vertical constituie profilul sondei, iar întrun plan orizontal înclinograma. Pentru obținerea cȃt mai exactă a traiectului găurii de sondă este necesar să se urmărească înclinarea și azimutul. Acest lucru se realizează cu ajutorul unor aparate adecvate, numite înclinometre. Măsurătorile se execută în puncte sau stații (distanța dintre două stații consecutive este de 25...50 m). În cazul forajelor dirijate, modernă este efectuarea măsurătorii continue în timpul forajului (MWD – Measurement While Drilling). 7. Unghiul total de deviere
10
Fie d1 direcţia sondei într-un punct oarecare, d2 – direcţia sondei în punctul următor de măsurare a înclinării şi azimutului, 1 , 2 - unghiurile de înclinare ale sondei în cele două puncte, - variaţia azimutului şi unghiul total de deviere (fig. 2.4).
Fig. 2.4. Determinarea unghiului de deviere În cadrul figurii 2.4 s-a considerat că direcţiile d1 şi d2 sunt conţinute în două plane verticale ce se vor intersecta după verticala AD, conţinută într-un plan vertical V. Aplicându-se teorema lui Pitagora generalizată în triunghiurile ABC şi BDC rezultă: BC2 = AB2 + AC2-2 AB ∙ AC cos ; (3.5) BC2 = DB2 + DC2-2 DB ∙ DC cos ; (3.6) Avându-se în vedere că triunghiul ADB este dreptunghic, AB2 = AD2 + DB2 (3.7) Prin scăderea relaţiilor 3.6 şi 3.7 se deduce: AD AD DB DC (3.8) cos cos AB AC AB AC sau: (3.9) cos cos 1 cos 2 sin 1 sin 2 cos de unde rezultă valoarea unghiului total de deviere.
11
3. ELEMENTE DE BAZĂ PRIVIND ALEGEREA PROFILULUI TEORETIC 3.1. Tipuri de profile Tipurile de profile (teoretice) se grupează în două modele de bază: în J și în S (se asimilează ideea că profilul în pantă poate fi „asimilat”profilului în J). Traiectoriile în formă de J (fig. 3.1) sunt cele mai răspȃndite și cele mai economice.
Fig. 3.1. Traiectoria în formă de J Ele sunt formate dintr-o primă parte verticală pȃnă la cota de demarare a schimbării direcției, KOP (kick-off point). Forajul deviat începe de la această adȃncime. Faza de foraj, corespunzătoare măririi unghiului de înclinare se numește build-up, iar realizarea ei presupune utilizarea unor garnituri de foraj specializate. După realizarea curburii prevăzute, se revine la o garnitură de foraj rotary, stabilizată, pentru a se fora rectiliniu către ținta T (target). Există două tipuri ale acestui profil, după cum deplasarea tălpii A este mai mare sau mai mică decȃt raza de curbură R. Profilul în S (fig. 3.2) este utilizat de obicei în cadrul sondelor relativ adȃnci, cu deplasări orizontale relativ reduse sau atunci cȃnd se dorește ca orizonturile productive verticale să fie traversate vertical. Profilul este preferabil și pentru sondele de salvare. În acest caz, faza stabilizată nu mai este faza finala, ci ea este urmată de o curbură care face să se diminueze unghiul de înclinare (drop-off).
12
Fig. 3.2. Profilul în S Există două variante; R1 + R2 < A R1 + R2 > A. În cazul ambelor tipuri de profile (în J și în S), punctul de schimbare a direcției, KOP, se va determina în funcție de natura terenurilor traversate în timpul fazei de creștere a înclinării, build-up. Trebuie să se țină seama și de zona de amorsare a devierii, care este întotdeauna o etapă delicată. Uneori, din diferite motive, nu se poate realiza, din punct de vedere geometric, o traiectorie în formă de J (punctul KOP este prea jos, gradientul de build-up este prea mic). În aceste situații, pe mare, se demarează forajul înclinat (coloana conductor este curbată sau înclinată),cu ajutorul unei instalații de foraj în pantă (slant rig), care posedă un mast înclinat în axa coloanei conductor (fig. 3.3).
Fig. 3.3. Foraje demarate înclinat
13
Este preferabil, ca intensitățile de deviere să aibă valori cuprinse între 0,75 și 1º/10 m (pentru un drop-off de 0,3...0,4 º/10 m). Gradienții de build-up obișnuiți sunt compatibili cu programele de foraj și tubaj convenționale. La alegerea unghiului maximal de deviere trebuie avut în vedere faptul că problemele tehnice se multiplică întotdeauna odată cu creșterea acestuia, iar șansele de reușită se diminuează. Se poate aprecia că pentru înclinări mai mici de 15º este foarte dificil să se controleze azimutul, deci direcția forajului. O înclinare de 30º prezintă o plajă de deviere optimală. Deasupra acestei valori apar și cresc, odată cu creșterea înclinării, dificultățile datorate frecărilor, curățirii găurii etc.
3.2. Intensități de deviere realizabile și admisibile Pentru a proiecta o sondă dirijată trebuie cunoscute pe de-o parte intensitățile de deviere ce pot fi realizate cu anumite ansambluri de dirijare, iar pe de altă parte intensitățile sau curburile admisibile din punct de vedere tehnic și tehnologic. Intensitățile de deviere realizabile depind și de factori ca: dimensiunile transversale ale prăjinilor grele aflate deasupra ansamblului; construcția, geometria, greutatea și rigiditatea ansamblului de deviere; diametrul sapei și capacitatea de dislocare laterală a acesteia; rezistența, înclinarea, gradul de anizotropie și alternanța straturilor; înclinarea și curbura sondei; regimul tehnologic aplicat. Intensitățile de deviere admisibile (respectiv curburile admisibile) depind de: rezistența garniturii de foraj; pericolul de formare a găurilor cheie; posibilitatea introducerii în sondă a diverselor ansambluri rigide; puterea disponibilă pentru rotirea garniturii; posibilitatea de investigare a găurii de sondă; rezistența coloanelor de burlane; mijloacele de exploatare a sondei.
14
4. TEHNICI DE DEVIERE 4.1. Metode de iniţiere şi creştere a devierii Pentru devierea găurii de sondă, trebuie găsit un mijloc de creare a unei forţe laterale. Orientarea acestei forţe în direcţia dorită a traiectoriei va permite să se foreze către ţintă. La ora actuală se utilizează patru metode de iniţiere şi creştere a devierii: cu jet; cu reducţie dezaxată şi motor de fund; cu instrumentul rebel; cu pana de deviere. 4.1.1. Dirijarea cu jet Metoda constă în acţiunea orientată a unui jet puternic de fluid de foraj în direcţia dorită. Este „interesantă” pentru costul redus şi este eficientă mai ales în roci slabe şi roci slabe – medii, până la adâncimi de 1200 m. Sapele utilizate sunt cu una, două sau trei duze, dintre care una este cu diametrul mărit. Diametrul duzei este calculat în funcţie de viteza de jet dorită ( preferabil este ca aceasta să varieze între 105 şi 120 m/s, situaţie în care capacitatea pompei instalate reprezintă un element important). Procedura de lucru este următoarea: a) se orientează duza principală (mărită) în direcţia dorită şi se blochează masa rotativă în această poziţie (se marchează un reper pe prăjina de antrenare); b) se pornesc pompele, cu debitul maxim, astefel ca la ieşirea din duza principală viteza de jet să fie de ordinul a 120 m/s; în acest mod se va realiza o erodare a rocii de către jetul de fluid în direcţia de orientare a jetului (fig. 4.1 a); c) odata cu pomparea fluidului de foraj, se lasă o uşoară apăsare pe sapă; se va evita astfel orice schimbare de azimut în timpul pompării şi sapa va fi forţată suplimentar, către direcţia dorită. Pentru această fază, sapa cu două conuri este preferabilă celei cu trei; d) dacă efectul eroziv nu este suficient de intens, se execută o percuţie (jarring) pe talpa sondei, prin ridicarea garniturii ( cu aproximativ 1,5 m), urmată de căderea acesteia şi oprirea bruscă în momentul când sapa atinge talpa ( fig. 4.1, b); e) se reduce debitul pompei la cel puţin jumătate şi se începe rotirea garniturii de foraj pentru ca sapa să calibreze porţiunea erodată ( fig. 4.1, c); acum trebuie ca stabilizatorul delângă sapa să fie cât mai puţin posibil angajat în porţiunea erodată; f) se forează obişnuit pe lungimea bucăţii de avansare; apăsarea pe sapă este maximă, ioar debitul de fluid creşte la circa trei sferturi din debitul iniţial. Acum stabilizatorul joacă rolul unei articulaţii: sapa este împinsă în direcţia excavaţiei laterale şi înclinarea continuă să crească; g) Dispozitivul de măsurare a devierii indică valorile acesteia:
15
Dacă intensitatea de deviere este mai mică decât cea dorită, dirijarea cu jet poate fi repetată de trei - patru ori de-a lungul urmatoarei bucăţi de avansare, evitându-se reorientările intermediare (prăjina de antrenare păstrează reperul primei orientări); Dacă intensitatea de deviere este mai mare, se vor fora două – trei lungimi de prăjină, inaintea unui nou ciclu de deviere, reajustându-se apăsarea pe sapă şi turaţia.
Fig. 4.1. Dirijarea cu jet: a - eroziune; b - percuţie;c - foraj rotativ În cadrul dirijării cu jet, un element foarte important îl constituie rata de penetrare a sapei. Ca regulă generală, 30 minute pentru un ciclu de dirijare cu jet înseamnă un maxim pentru penetrarea prin percuţie de 0,6...0,9 m. Un ciclu de dirijare cu jet mai mare de 45 minute este de dorit a fi de evitat, în favoarea dirijării cu reducţie dezaxată şi motor de fund, dacă acest lucru este posibil. 4.1.2. Dirijarea cu motoare submersibile şi reducţie dezaxată (racord stâmb) Principiul dirijării cu motoare submersibile şi reducţie dezaxată este simplu, fiind asemănător cu acţiunea unei pene de dirijare: trebuie să se acţioneze cu o forţă
16
laterală asupra sapei în direcţia de deviere dorită. Reducţia dezaxată ( fig. 4.2) plasată deasupra motorului de fund, descentrează apăsarea pe sapă, creată de o parte din greutatea prăjinilor grele şi provoacă un moment de încovoiere la nivelulapăsării sapei pe talpa sonde.
Fig. 4.2. Dirijarea cu motor de fund şi reducţie dezaxată Forţa laterală este în funcţie de: apăsarea pe sapă; distanţa dintre sapă şi reducţia dezaxată; reacţiunea terenului; diametrul sondei; rigiditatea garniturii de foraj. Motoarele de fund utilizate la scară industrială sunt de două tipuri: turbine; motoare elicoidale. Turbina de foraj Turbina de foraj este alcătuită dintr-un rotor cu palete profilate dispuse radial şi un stator, prevăzut cu palete profilate. Statorul se înşurubează la garnitura de foraj, iar la capătul inferior al rotorului se înşurubează sapa de foraj (fig. 4.3). Fluidul de foraj pompat prin interiorul prăjinilor intră pe primele palete ale statorului. Acestea fiind curbate, curentul de fluid îşi schimbă direcţia şi întâlneşte primele palete ale rotorului, dispuse în sens contrar, imprimându-i acestuia o mişcare de rotaţie. Apoi lichidul întâlneşte paletele următoare ale statorului, care îi modifică din nou direcţia. Prin schimbări succesive de viteză în spaţiul dintre palete, ca direcţie şi mărime, apar nişte forţe cu care fluidul acţionează asupra paletelor şi prin însumare pe toate etajele se creează un moment de rotaţie ce provoacă rotirea arborelui şi a sapei. Momentul respectiv, egal cu primul, este preluat de paletele statorului şi transmis corpului turbinei şi prăjinilor de foraj. Energia hidrauluică a fluidului de foraj se transformă în energie mecanică, disponibilă la arborele turbinei. După ce a trecut prin toate etajele, lichidul intră prin
17
nişte ferestre înclinate ale palierului inferior arborelui şi trece prin orificiile sapei în spaţiul inelar. Momentul de rotaţie, căderea de presiune şi puterea turbinei sunt direct proporţionale cu numărul dee etaje. Turaţia nu depinde de numărul de etaje.
Fig. 4.3. Turbina de foraj Motoarele elicoidale Elementele componente de bază sunt:statorul şi rotorul.
Fig. 4.4. Motor elicoidal Statorul constă într-o manta cilindrică metalică în interiorul căreia este vulcanizata o cămaşă din cauciuc cu dinţi elicoidali profilaţi. Rotorul este constituit din oţel inoxidabil sau cromat şi prezintă dinţi elicoidali.
18
Cele două elemente constituie un angrenaj interior planetar, în care rotorul este reprezentat de roata dinţată satelit. La o înclinare spre stânga a dinţilor angrenării, rotorul se roteşte spredreapta, în jurul axei lui, dar capătă şi o mişcare laterală numită mutaţie. Sub acţiunea fluidului pompat, p e suprafeţele dinţilor elicoidali iau naştere forţe de presiune ale caror componente tangenţiale creează un moment de rotaţie în raport cu axa rotorului. Pe măsura creşterii numărului de dinţi, turaţia motorului scade, momentul creşte, iar randamentul se micşorează. Motoarele submersibile volumice sau PDM (positive displacement motor) sunt preferabile turbinelor, pentru ca se poate schimba mai uşor turaţia. Principalul dezavantaj al acestor motoare îl constituie comportamentul lor necorespunzător la temperaturi ridicate (mai mari de 100°C) şi sensibilitatea deosebită la gazele conţinute în fluidul de foraj. Plasarea reducţiei dezaxate deasupra motorului de fund prezintă două dezavantaje: sub punctul de dezaxare apare efctul de pendul al greutăţii de sub acest punct, fapt ce limitează intensitatea de deviere; lungimea mare a ansambului aflat sub dezaxare nu permite folosirea unor reducţii cu axul de dezaxare mare. S-au construit motoare submersibile la care deviatorul este plasat între două secţiuni ale motorului sau între motor şi lagărul principal, aflat la partea inferioară, fie între motor şi sapă. În această categorie se include şi sistemul de foraj navigant (fig. 4.5). În componenta lui intră: sapa de foraj; un stabilizator- corector plasat deasupra sapei; lagărul standard; reducţie dublu dezaxată de tip DTU (double-titled universal joint); un motor de fund Navi-Drill lagărul principal al motorului; valcă by-pass standard; un stabilizator deasupra valvei un sistem de măsurare şi urmărire a devierii. Specific acestui sistem este faptul că ansamblul său de fund permite lucrul atât în porţiuni curbe (de creştere sau reducere a înclinării), cât şi în porţiuni drepte. Aceasta pentru că motorul elicoidal de fund prezintă o anume particularitate constructivă, în tandem cu un sistem MWD, care permite transmiterea la suprafaţă a datelor necesare cunoaşterii traiectului sondei şi reorientarea motorului în cazul în care se doreşte modificarea traiectului. Particularitatea constructivă constă în faptul că unghiul dintre axa sapei şi axa sondei se realizează printr-un dispozitiv plasat foarte aproape de sapă. 4.1.3. Dirijarea cu instrumentul rebel Instrumentul rebel este destinat în principal corectării azimutului. Corpul instrumentului rebel este contruit dintr-o prăjină grea, scurtă de 3...5 m, care cuprinde (fig. 4.6): o patină mobilă superioară; o patină mobilă inferioară;
19
Fig. 4.5. Sistemul de foraj navigant
o bară de legătură a celor două patine; două lagăre aferente celor două patine. Sistemul se aplică la forajul cu masa rotativă şi are efect doar atunci când înclinarea sondei este suficient de mare (8-10°). La rotirea garniturii, când patina superioară ajunge între corpul instrumentului şi peretele inferior al sondei, ea se strânge de corp. Prin intermediul barei de torsiune, patina de la capătul inferior este îndepărtată de corpul instrumentului şi împinge în peretele sondei, spre stânga sau spre dreapta faţă
20
de planul apsidal, după lungimea patinelor. Cu patine scurte, instrumentul este împins spre dreapta, iar cu patine lungi spre stânga.
Fig. 4.6. Instrumentul rebel 4.1.4. Dirijarea cu pană de deviere Pana de deviere rămâne instrumentul de dirijare cel mai vechi, dar se aplică destul de rar datorită duratei operaţiei. Există două tipuri de pene: permanente şi amovibile. Ele pot fi cu sau fără circulaţie, introduse orientat sau neorientat.
4.2. Ansamblul inferior al garniturii de foraj (bottom hole assembly) 4.2.1 Ansamblul pentru creşterea înclinării Direcţia de foraj este influenţată de anizotropia rocilor şi de unghiul dintre axa sondei şi axa sapei.
21
În fig 4.7. este prezentat simplificat ansamblul forţelor ce intervin în realizarea unui foraj dirijat: Fax reprezintă forţa axială, componentă a BHA; Fl – forţa laterala, componentă a greutăţii BHA; Fst – forţa laterală la stabilizator; Fd – forţa de deviere la sapă; γ – unghiul dintre axa sondei şi a sapei; A – anizotropia rocii FR – forţa rezultantă.
Fig. 4.7. Ansamblul de forţe la un foraj dirijat Intensitatea de creştere a unghiului de înclinare este dependentă de natura rocilor, si se controlează prin: diametrul stabilizatorilor şi locul de plasare; diametrul şi lungimea prăjinilor grele; apăsarea pe sapă Gs şi tipul sapei; turaţia sapei n; debitul de circulaţie Q. 4.2.2. Ansambul pentru menţinerea înclinării Pentru păstrarea înclinării se foloseşte principiul ghidării stabilizării. Se vor utiliza trei stabilizatori, cu diametrele egale cu ale sondei, plasaţi la extremităţile primelor două prăjini grele. Primul stabilizator se plasează imediat deasupra sapei, în felul acesta realizându-se un ansamblu de stabilizare a direcţiei
22
sondei. Astfel se opreşte tendinţa sapei de a înainta pe o taiectorie curbă, forţând-o să înainteze pe o linie dreaptă. Distanţa dintre stabilizatori depinde de rigiditatea prăjinilor grele şi de solicitările la care acestea vor fi supuse. 4.2.3. Ansamblul pentru reducerea înclinarii Pentru reducerea înclinării se foloseşte cu precădere principiul pendulului. Plasându-se un singur stabilizator la o distanţă de 20...25 m de sapă, sonda revine treptat spre verticală, sub acţiunea greutăţii porţiunii dein garnitură aflată sub punctul de tangenţă. Pentru controlul azimutului la sapele cu role este nevoie de un stabilizator plasat imediat deasupra sapei. Pentru ca forţa de pendul să aibă un efect cât mai mare, prăjinile grele dinre sapă şi stabilizator nu trebuie să atinga peretele sondei. Astfel, lungimea pendulului, respectiv forţa de pendul se reduc, deci se reduce eficienţa ansamblului în asigurarea necesaruluyi de apăsare pe sapă. Pentru realizarea unui ansamblu de reducere a înclinării cât mai eficient: la începutul forării trebuie să se folosească o apăsare mică pe sapă, până când se realizează o reducere sigură a înclinării; utilizarea de turaţii cât mai mari; evitarea reducerii înclinării în formaţiunile tari.
a b c Fig. 4.8 Ansambluri utilizate pentru reducerea înclinării a- reducere puternică; b – reducere ponderată; c – reducere uşoară
23
5. GREUTATEA ANSAMBLULUI DE FUND BHA ŞI APĂSAREA PE SAPĂ Stabilirea numărului de prăjini grele, respectiv al prăjinilor de foraj intermediare care să asigure necesarul de apăsare pe sapă Gs este un element important în cadrul proiectării ansamblului de fund. În forajul vertical apăsarea pe sapă se realizează cu 75 % din greutatea prăjinilor grle, calculată în fluid ul de foraj, astfel evitându-se utilizarea prăjinilor de foraj în compresiune. În cadrul forajului dirijat, dar mai ales în cel orizontal, solicitările la care este supusă garnitura sunt datorate şi formei sodei în intervalul de schimbare a direcţiei. În acest sens trebuie avută în vedere solicitarea la încovoiere provocată în porţiunile cu raze medii şi mici de încovoiere. Calculele la încovoierea simplă atestă depăşirea cu uşurinţă a rezistenţei materialului la peretele exterior al prăjinii de foraj, fapt care conduce la pariţia deformaţiilor permanente ale acesteia. În cadrul forajului dirijat cu înclinări mari s-a impus utilizarea unor prăjini de foraj special;izate, cum sunt prăjinile de foraj folosite în compresiune (compressive service) sau prăjinile de fotaj articulate.
5.1. Sistem de forţe în BHA Fie un element scurt al ansamblului de fund de greutate Ga (fig. 5.1).
Fig. 5.1. Sistem de forţe în BHA
24
Dacă ansamblu de fund nu este în mişcare de rotaţie, forţa de frecare dintre elementul considerat şi gaura de sondă este dată de expresia: Ff = μ∙N (5.1) unde: N este reacţiunea normală dintre elementul BHA şi peretele sondei; μ – coeficientul de frecare. Dacă reacţiunea normală N este datorată numai greutăţii proprii a elementului BHA, atunci: N = Ga' sin (5.2) unde: Ga' reprezintă greutatea ansamblului în fluidul de foraj
f Ga' Ga 1 o
(5.3)
unde: f este densitatea fluidului de foraj;
o - densitatea materialului din care sunt confecţionate prăjinile grele. În aceste condiţii forţa de frecare este dată de relaţia: f sin F f Ga 1 o
(5.4)
Contribuţia netă de apăsare Gs din acest element BHA este: Gs Ga' cos F f Ga 1 l cos sin (5.5) o Care va fi valoarea apăsării în cazul unui ansamblu rotary? Măsurătorile apasării pe sapă Gs realizate cu ajutorul dispozitivelor MWD confirmă faptul că, atunci când ansamblul de fund este rotit, există doar o uşoară reducere a apăsării Gs datorită unei componente a forţelor de frecare ce acţionează de-a lungul găurii. Efectul acesteia poate fi luat în considerare prin intermediul unui coeficient de siguranţă: c (5.6) c s 1 sm 100 unde: csm reprezintă coeficientul de siguranţă marginal, luat în procente, csm = 10 - 15 %. În aceste condiţii şi atunci când nici o prăjină de foraj nu este în compresiune, relaţia 5.5 devine: f cos cs Gs Ga 1 (5.7) o de unde, greutatea în aer a ansamblului de fund este: Gs c s (5.8) Ga f 1 cos o APLICATIA 1 Se forează dirijat ( 30 °) într-o gaură de sondă de 17½ in, cu o sapă cu role. Necesarul de apăsare pe sapă Gs = 20 tf. Care este greutatea în aer a ansamblului de fund, dacă se evită lucrul în compresiune al prăjinilor de foraj? Se mai cunosc:ρf = 1200 kg/m3, ρo = 7850 kg/m3, csm = 10 %.
25
REZOLVARE Conform relaţiei 5.6 , coeficientul de siguranţă este : cs 1
10 1,1 100
Greutatea în aer a ansamblului de fund, conform relaţiei 5.8 este: 20 1,1 30 tf 30 10 4 N 1200 1 cos 30 7850 Presupunând că se va lucra cu prăjini grele de 9½ in având masa unitară qg = 327 kg/m, lungimea acestora va fi: Ga
lg
30 10 4 93,5 m 327 9,81
Adică 93,5 :9 ≈10 bucăţi prăjini grele. Să presupunem că se dispune de 6 bucăţi de prăjini grele cu diametrul nominal Dg = 9½ in, lungimea lg = 9 m, masa unitară qg = 327 kg/m şi 3 bucăţi de prăjini grele cu Dg = 8 in, lg = 9 m, qg = 229 kg/m. Câte bucăţi de prăjini de foraj intermediare (heavy – weight drill pipe – HWDP) de 5 in sunt necesare? Se mai cunosc: masa unitară a prăjionilor HWDP, qp = 73 kg/m şi greutatea dispozitivului MWD, GMWD = 15 000 N. În aceste condiţii, greutatea totală în aer a ansamblului de fund aferent prăjinilor grele este: Gag = 6 ∙ 9 ∙ 327 ∙ 9,81 + 15 000 + 3 ∙ 9 ∙ 229 ∙ 9,81 = = 173 224,98 + 15 000 + 60 655,23 = 248 880,21 N Necesarul de greutate, în aer, cerut pentru prăjinile intermediare ca fi de: 300 000 – 248 880,21 = 51 119,79 N Avem nevoie de un număr 51119,79 N= 8 bucăţi prăjini intermediare 73 9,81 9 APLICATIA 2 Se forează dirijat. Necesarul de greutate, în aer, al ansamblului de fund este Ga = 175 776 N. Se dispune de 6 bucăţi prăjini grele cu lungimea l g = 9 m, respectiv cu diametrul exterior Dg = 7 in (177,8 mm) şi diametrul interior dg = 2 in (50,8). Câte bucăţi de prăjini intermediare de 4½ in (114,3), qp = 69 kg/m sunt necesare? REZOLVARE
26
Greutatea în aer a prăjinilor grele cu diametrele menţionate se poate calcula cu formula clasică: Gg m g o 7850
D 4
0,1778 4
2
2 g
d g2 6 l g g
0,0508 2 6 9 9,81 94772,4 N
Necesarul de greutate, în aer, pentru prăjinile intermediare este: 175 776 – 94 772,4 = 81 003,6 N adică un număr de: NHWDP=
81003,6 13 bucăţi 69 9,81 9
5.2. Posibilitatea utilizării prăjinilor de foraj în regim de compresiune Rezultatele obţinute în cadrul aplicaţiilor 1 şi 2 , par posibile de aplicat în practică. Se consideră un alt exemplu: Se forează dirijat ( 60 °) într-o gaură de sondă de 12½ in, cu o sapă cu diamante. Densitatea fluidului de foraj ρf = 1150 kg/m3. Apăsarea pe sapă, necesară, este Gs = 22 tf (≈ 22 ∙ 104 N). Care ar trebui să fie greutatea ansamblului de fund, în aer, dacă se doreşte evitatarea funcţionării în regim de compresiune a prăjinilor de foraj? Se dispune de 8 bucăţi de prăjini grele cu cu Dg = 8 in, lg = 9 m, qg = 229 kg/m şi de prăjini intermediare cu diametrul nominal de 5 in şi masa unitară qg = 73 kg/m. REZOLVARE Considerând un coeficient de siguranţă cs = 1,15, conform relaţiei 5.8: 22,4 10 4 1,15 Ga 592850,7 N 1150 1 cos 60 7850 Greutatea celor 8 bucăţi prăjini grele este de: 8 ∙ 9 ∙ 229 ∙ 9,81 = 161 747,28 N Deci mai este nevoie de un necesar de greutate , în aer, a prăjinilor intermediare de: 592 850,7 – 161 747,28 = 431 103,42 N Cu alte cuvinte, este nevoie, teoretic, de un număr de prăjini de foraj intermediare: 431131,42 NHWDP= 66 bucăţi 73 9,81 9
27
Desigur, această cifră nu este deloc practică. Este nevoie de un ansamblu de fund cu o altă compoziţie. În continuare, ne propunem să analizăm posibilitatea utilizării prăjinilor de foraj în compresiune şi să estimăm forţa critica ce ar putea conduce la pierderea stabilităţii garniturii de foraj. Prăjinile de foraj utilizate în compresiune CS (compressive service) sunt asemănătoare celor intermediare, dar sunt confecţionate din materiale mai rezistente ( S – 135, S – 165) şi au pe corp, între racorduri, două sau trei îngroşări exterioare (noduri de uzură) echidistante, încărcate cu material dur, cu diametrul exterior egal cu cel al racordurilor. Ce se întâmplă în cazul sondelor orizontale cu lungimi mari? Se ştie că intervalele orizontale au lungimi curente de 300...1 000 m, dar sunt şi unele sonde la care aceste lungimi tind spre 4 000 m. Cum coeficienţii de frecare au valori mari, desigur că şi forţele de frecare ( sunt incluse toate forţele care se opun mişcării spre talpă: forţe de răzuire a turtei sau a peretelui sondei, forţe pentru învingerea gravitaţiei pe porţiunile cu înclinări mai mari de 90 ° etc) care se opun introducerii sapei sau altor scule la talpă, pot lua valori considerabile. Se pune problema dacă pe aceste intervale orizontale lungi, forţele de frecare nu depăşesc valoareaforţei critice care poate conduce la pierderea stabilităţii garniturii de foraj. În funcţie de valoarea forţei de compresiune axială aplicată, forma garniturii în gaura de sondă este fie o sinusoidă aplicată pe peretele inferior al sondei, fie o elicoidă ce contactează peretele sondei de jur – împrejurul ei pe lungimea unei bucle, fapt ce opreşte, practic, mişcarea. După Dawson şi Paslay, forţa critică de pierdere a stabilităţii garniturii de foraj este:
Fcr 2
2 E I q `p sin
(5.9)
Ds D
unde: E este modulul de elasticitate longitudinală a lui Young; I – momentul axial de inerţie: I
D 64
4
d4
(5.10)
qp` - greutatea unitară a prăjinilor de foraj, calculată în fluidul de foraj; Ds – diametrul găurii de sondă D, d – diametrele exterior, respectiv interior al prăjinilor de foraj. APLICATIA 3 Să se determine forţa critică de pierdere a stabilităţii pentru o garnitură de prăjini de foraj de 4½ in (114,3 mm) care lucrează într-o sondă su diametrul Ds = 8½ in (215,9 mm), înclinată la 50 °. Se mai cunosc : E = 2,1 ∙ 1011 N/m2; d = 97,18 mm, ρf = 1600 kg/m3; qp = 267,7 N/m. REZOLVARE Conform relaţiei 5.10, momentul axial de inerţie este:
28
I
0,1143 64
4
0,09718 4 4,005 10 6 m4
Greutatea unitară a prăjinilor de foraj în fluid:
f 1600 267,71 q `p q p 1 231,1 N/m 7850 o În aceste condiţii , forţa critică de pierdere a stabilităţii este conform relaţiei 8.9:
Fcr 2
2 2,1 1011 4,005 10 6 231,1 sin 50 108276,94 N 0,2159 0,1143
Calculul greutăţii ansamblului de fund cu prăjini de foraj în compresiune La sondele cu înclinări mari, forate în diametru mic, o parte din apăsarea pe sapă este asigurată de prăjinile de foraj aflate în compresiune. Se acceptă ideea, ca 90 % din valoarea forţei critice Fcr să fie maximum de contribuţie la apasarea pe sapă a p[răjinilor de foraj. În aceste condiţii, relaţia (5.7) devine:
f cos 0,9 Fcr c s Gs Ga 1 o iar greutatea în aer a ansamblui de fund este: Ga
G s c s 0,9 Fcr f 1 cos o
(5.11)
(5.12)
Reluăm aplicaţia prezentată la începutul paragrafului 5.2. Pentru prăjinile de ofraj cu diametrul nominal Dp = 5 in (127 mm), dp = 104,93 mm, qp = 322,6 N/m, care lucrează într-o gaură de sondă de 12¼ in (311,15 mm), cu înclinarea α = 60° şi în condiţiile din exemplul amintit, se determină o frţă critică Fcr = 116 000 N. Greutatea în aer a BHA, calculată cu relaţia 5.12 este:
Ga
22 10 4 1,15 0,9 116000 348213 N 1150 1 cos 60 7850
Cu alte cuvinte, rezultă o valoare mult mai fezabilă decât cea din exemplul amintit ( 529 850,7 N).
29
Aplicaţiile practice prezentate pot induce ideea folosirii prăjinilor de foraj cu forţe critice cât mai mari, pentru realizarea intervalelor orizontale lungi. Aceste prăjini pot avea şi greutăţi mari, fapt ce necesită forţe mari de împingere a lor spre talpă. Din acest motiv operatorul de foraj va trebui să aleagă pentru porţiunea orizontală prăjinile de foraj cele mai uşoare. La începutul forajului aferent intervalelor orizontale lungi se vor folosi prăjini cu o forţă critică mai mare ( prăjini grele intermediare). Dacă intensităţile de deviere sunt mai mari, atunci se impune utilizarea prăjinilor CS, adică prăjinile cu pereţi groşi se vor muta din porţiunea finală a intervalului curbat spre începutul lui, unde pot ocupa o poziţie mai aproape de verticală. O cale importantă de creştere a lungimii de lucru în porţiunea orizontală o constituie reducerea coeficientului de frecare, μ, prin utilizarea fluidelor pe bază de petrol (oil base), în locul celor pe bază de apă (water base). În felul acesta se obţin reduceri ale lui μ de la 0,17...0,28 la 0,10...0,16 în porţiunile tubate, respectiv de la 0,23...0,44 la 0.13...0,26 pentru porţiunile de gaură liberă.
30
6. DIFICULTATI SI ACCIDENTE TEHNICE IN FORAJ In timpul desfasurarii activitatii de foraj, chiar si in conditiile existentei unui program de lucru bine construit, este posibil sa apara o serie de dificultati si/sau aciidente tehnice, care pot complica foarte mult finalizarea lucrarilor de foraj, sau, in unele cazuri, pot conduce chiar la abandonarea forajului. A. Dificultati in foraj Prin dificultati in foraj intelegem acele probleme care pot sa apara, de regula, ca urmare a unor cauze de natura geologica si uneori de natura geologo-tehnica. Cu toate acestea, factorul subiectiv reprezinta, de cele mai multe ori, cauza principala a aparitiei dificultatilor in foraj, multe dintre acestea putand fi evitata printr-o pregatire profesionala buna, dar si prin respectarea si aplicare prevederilor ce tin de tehnologia de foraj, cu alte cuvinte printr-o disciplina corect inteleasa si implementata la locul de munca. In cazul dificultatilor, accesul la talpa forajului este posibil, in timp ce in cazul accidentelor tehnice de foraj, accesul la talpa forajului nu este posibil. Intre dificultatile in foraj vom mentiona pe cele care pot aparea in modul cel mai frecvent. 1. Surparea rocilor din peretii gaurii de sonda Prin activitatea de foraj se deranjeaza echilibrul si stabilitatea rocilor traversate. In cazul rocilor necoezive (nisipuri, pietrisuri, etc.) fenomenul de surpare poate aparea relativ usor, indeosebi la adancimi mici unde presiunea coloanei de fluid de foraj nu este suficient de mare pentru a mentine peretii gaurii de sonda. Prin surparea peretilor gaurii de sonda apare pericolul prinderii garniturii de foraj, ceea ce poate conduce la complicatii tehnice, dar si la cheltuieli suplimentare. Aparitia surparii se poate identifica prin urmarirea cantitatii de detritus care vine la site. In momentul in care aceasta cantitate creste semnificativ, este necesar sa se ia imediat masurile tehnice necesare pentru prevenirea amplificarii fenomenului de surpare si mentinerii gaurii de sonda, sub control. Intre aceste masuri mentionam: retragerea garniturii de foraj deasupra zonei in care apare fenomenul surparii; conditionarea fluidului de foraj astfel incat acesta sa aiba proprietati reologice optime; reglarea debitului de circulatie la un nivel la care sa permita evacuarea detritusului, dar sa nu amplifice fenomenul de spalare a peretilor gaurii de sonda. 2. Strangerea peretilor gaurii de sonda Dupa traversarea prin foraj, datorita naturii lor (de regula generata de compozitia mineralogica), unele roci manifesta deformatii radiale semnificative. Ca urmare a acestor deformatii, gaura de sonda isi micsoreaza diametrul, ceea ce poate avea efecte grave asupra continuarii activitatii de foraj.
31
Deformatiile radiale imbraca doua aspecte: unul mecanic, provocat de curgerea vascoplastica a rocilor la depasirea limitei de curgere, sau de actiunea fluidului de foraj; unul fizico – chimic, asociat interactiunii dintre fluidul de foraj si de rocile traversate. Rocile cu caracter vascoplastic pronuntat sunt: argilele, marnele, creta si sarea. Pentru prevenirea si combaterea fenomenului de „strangere a gaurii de sonda” datorata umflarii (cresterii volumului) rocilor traversate se impune luarea unor masuri, intre care mentionam: reducerea filtratului fluidului de foraj; imbunatatirea caracteristicilor reologice ale fluidului de foraj, prin micsorarea viscozitatii si cresterea gelatiei; utilizarea de fluide de foraj inhibante sau pe baza de produse petroliere; „corectarea” gaurii de sonda pe intervalul cu roca cu proprietati vascoplastice accentuate; in cazul in care pachetele de strate predispuse la „umflare” se gasesc pe intervale mari de adancime se poate prevedea tubarea unei coloane tehnice de burlane. 3. Dizolvarea rocilor din peretii gaurii de sonda Stratele formate din clorura de sodiu (NaCl), clorura de calciu (CaCl2), clorura de potasiu (KCl), sau clorura de magneziu (MgCl2), in contact cu apa dulce din fluidul de foraj se dizolva, iar gaura de sonda se largeste sau se ocneste (se formeaza caverne). In astfel de cazuri se va utiliza fluid de foraj saturat cu sarea respectiva, sau noroaie pe baza de emulsie inversa. 4. Mansonarea sapei si a garniturii Argilele vascoase si unele marne argiloase hidratabile, traversate cu fluide apoase (fluide utilizate pe scara larga in cazul forajelor pentru apa potabila), se lipesc de suprafata sapei, provocand mansonarea acesteia. Se incearca descarcarea sapei prin „scuturare”, constand in manevre energice de ridicare si coborare, cu opriri bruste ale garniturii de foraj, cresterea turatiei si/sau a debitului de circulatie. Cele mai bune rezultate se obtin prin utilizarea unor fluide de foraj tip emulsie inversa. 5. Devieri nedorite. Gauri de cheie „Gaura de cheie” reprezinta un jgheab longitudinal format in peretele dinspre centrul de curbura al sondei in care se poate intepeni garnitura de foraj. In general, gaurile de cheie sunt create de racordurile speciale prin frecarea de peretii unei gauri de sonda curbate si ca urmare, prin dislocarea rocii din perete in timpul manevrei materialului tubular (fig. 1).
32
Fig. 6.1. Formarea de gaura de cheie Pentru prevenirea formarii gaurilor de cheie se recomanda folosirea unui ansamblu de prajini grele suficient de rigid, sau plasarea deasupra prajinilor gerle a unui corector cu lame spirale. 6. Manifestari eruptive O „manifestare eruptiva” corespunde unei patrunderi in sonda a unui volum de fluid din formatiune care, daca nu este controlat, va da nastere unei eruptii. Manifestarea eruptiva poate fi semnalata prin anumite semne, dintre care mentionam: a. in timpul forajului: cresterea vitezei de avansare, cresterea debitului de iesire, cresterea nivelului la habe, reducerea presiunii de pompare, simultan cu cresterea frecventei curselor la pompe (datorita reducerii densitatii fluidului din spatiul inelar); fluid de foraj gazeificat, diminuarea densitatii fluidului de foraj, etc. b. in timpul manevrei: anomalii de umplere a batalelor de noroi la extragerea garniturii; anomalii la retur, in timpul manevrei de introducere a garniturii de foraj; iesirea noroiului de foraj la derivatie atunci cand pompele sunt oprite; c. gazeificarea fluidului de foraj in urmatoarele situatii: difuzie (diferenta de concentratie); foraj intr-o formatiune permeabila ce contine gaze (chiar daca ph>pp); foraj intr-o formatiune argiloasa care contine gaz la presiune ridicata; pistonaj; foraj intr-o formatiune putin permeabila care contine gaze in conditiile ph
33
Simplificat, se poate accepta ca expansiunea gazului poate fi reprezentata de legea (fig. 2) pV = ct.
(1)
Fig. 6.2. Legea expansiunii gazului (schema) Pentru punctele extreme – talpa si suprafata – putem scrie relatia p1V1 = p2V2
(2)
Reducerea de presiune asupra talpii sondei este data de realtia lui Strong:
p
i f log p h f
(3)
in care: i , f reprezinta densitatile fluidului de foraj la intrare, respectiv la iesirea din gaura de sonda; Ph – presiunea hidrostatica a fluidului de foraj fara gaze. In tabelul nr. 1 sunt prezentate valori ale reducerii presiunii de fund p pentru diferite densitati i si f respectiv diverse adancimi de foraj Hi.
34
Tabelul nr. 6.1
Adancimea Hi
500 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000
Ph bar 60 120 240 360 480 600 720 840
i = 1,2 kg/l Reducerea p pentru o densitate Ph a fluidului la iesire bar de: 1 0,80 0,60 0,82 2 4,1 80 0,96 2,4 4,8 160 1,1 2,7 5,5 320 1,2 2,9 5,9 480 1,23 3,1 6,2 640 1,28 3,2 6,4 800 1,31 3,3 6,6 960 1,34 3,36 6,7 1120
i = 1,6
i = 2
p 1,40 0,62 0,72 0,82 0,88 0,92 0,95 0,98 1
1,20 1,4 1,7 1,9 2,1 2,15 2,2 2,3 2,34
p
Ph bar 1,00 2,6 3 3,45 3,7 3,9 4 4,1 4,2
100 200 400 600 800 1000 1200 1400
1,80 0,51 0,59 0,66 0,71 0,74 0,76 0,79 0,8
1,50 1,5 1,8 2 2,1 2,2 2,3 2,36 2,4
1,20 3 3,5 4 4,3 4,4 4,6 4,7 4,8
6.1. Prevenirea manifestarilor eruptive Metodele de prevenire a manifestarilor eruptive rezulta din analiza cauzelor care le produc. Astfel, trebuie avute in vedere urmatoarele: a. densitatea fluidului de foraj se regleaza de asa maniera incat sa se respecte regula „+ 5 puncte” sau „+ 10 bar”:
f p 0,05 (regula „+ 5 puncte”) f
p h p (regula „+10 bar”) gH
(4)
(5)
b. proprietatile reologice se mentin la valorile minime reclamate de evacuarea detritusului; c. la manevra de introducere a garniturii de foraj RIH (run in hole), volumul de fluid deversat se compara cu cel dizlocuit de prajini; d. la manevra de extragere a garniturii, gaura de sonda se umple permanent cu un volum egal cu volumul dizlocuit de materialul tubular respectiv; e. trebuie prevenite si remediate pierderile de circulatie; f. pentru a minimiza presiunile hidrodinamice suplimentare aferente manevrei ascendente se va micsora, in primul rand, viteza de extragere a materialului tubular; g. se va evita mansonarea sapei; h. se monitorizeaza continutul si natura gazelor din fluidul de foraj, precum si salinitatea acestuia; i. daca s-a intalnit o formatiune gazeifera, inainte de extragerea sapei, se circula noroiul pana la eliminarea gazelor din acesta; j. in cazul unoir intreruperi prelungite ale procesului de foraj, garnitura de foraj se va introduce cu circulatie inermediara, eliminandu-se astfel fluidul de foraj gazeificat.
35
6.2. Instalatii pentru prevenirea eruptiilor (BOP) Simplificat, o astfel de instalatie are doua sau mai multe prevenitoare, un manifold (cu ventile si duze reglabile), un sistem de actionare si mai multe manometre. Intr-o dotare minima, este nevoie de un prevenitor cu inchidere totala („pe nimic”) si de un prevenitor pentru inchidere pe prajini sau pe burlane. De obicei, acestor doua prevenitoare se adauga un „prevenitor universal”, care poate inchide gaura de sonda pe orice fel de prajina, racord, burlan, cablu, etc., permitand totdata manevrarea si rotirea garniturii de foraj, evitandu-se astfel, prinderea ei. I cazul forajului marin, exista in plus un prevenitor cu bacuri de forfecare a prajinilor si inchidere a sondei. Eruptia pe interiorul prajinii se previne cu: o cana cu cep sferic montata la partea superioara sau cea inferioara a prajinii de antrenare; un ventil de siguranta intre capul hidraulic si furtunul de foraj; un ventil de retinere, cu sens unic de circulatie, montat de-a lungul garniturii, cel mai adesea deasupra sapei. In fig. 3 este prezentata, simplificat, o schema clasica: doua prevenitoare orizontale simple, un prevenitor cu bac inelar (universal) si manifoldul de eruptie.
Fig.6. 3. Schema unei instalatii de prevenire a eruptiilor I.C. – instalatie de comanda (acumulator + rezervor de ulei + pompe) P.V. – prevenitor vertical; P.O. – prevenitor orizontal
36
Prevenitoarele se clasifica dupa urmatoarele criterii: a. dupa directia de deplasare a elementelor de inchidere: orizontale (cu sertare) si verticale (cu bac inelar); b. dupa numarul inchiderilor intr-un prevenitor: simple, duble sau triple; c. dupa forma bacurilor: plate, ovale, cilindrice, inelare, tubulare; d. dupa modul de actionare a bacurilor: manuale, mecanice, hidraulice, automate (actionate de presiunea fluidului din sonda) si combinate; e. dupa destinatia bacurilor: pentru prajini, burlane, pentru inchidere totala, de forfecare sau cu pene de sustinere. In plus prevenitoarele de eruptie se diferentiaza si printr-o serie de parametri construcivi sau functionali: dimensiunea nominala, presiunea de lucru, diametrul sectiunii interioare de trecere, etc. 7. Pierderi de circulatie In anumite situatii, fluidul de foraj patrunde in fisurile naturale sau provocate, in porii si golurile rocilor traversate, provocandu-se asa numitele „pierderi de circulatie”. S-au identificat trei tipuri de canale prin care are loc pierderea fluidului de foraj: a. porii formatiunilor grosiere: pietrisuri, nisipuri, grohotisuri; b. fisuri naturale sau artificiale; c. goluri de dizolvare (cazul rocilor carbonatice: calcare, dolomite, etc.). In principiu, pot avea loc pierderi de circulatie atunci cand conditia: pp
(6)
nu este indeplinita. Dar, in cazul sondelor cu presiuni subnormale, trebuie revazuta chiar conditia de echilibru strat – sonda. Ea se va scrie sub forma: Pgs = ph + phd = paf
(7)
7.1. Clasificarea pierderilor de circulatie Din punctul de vedere al cantitatii de fluid de foraj care se pierde in timpul activitatii de foraj se pot defini doua situatii: pierderi partiale si pierderi totale de fluid de foraj. Pierderile partiale se pot identifica atunci cand cantitatea de fluid de foraj care este pompata in gaura de sonda este mai mare decat cantitatea care iese si acest fapt se poate constata in modul cel mai simplu prin scaderea nivelului fluidului de foraj in batal sau in haba. Pierderile totale se constata atunci cand indiferent de debitul de fluid pompat in sonda, la suprafata nu mai vine nimic. O alta clasificare ia in considerare volumul de fluid de foraj pierdut in timp: 1. pierderi usoare: sub 2 m3/h; 2. pierderi medii: intre 2 si 10 m3/h; 3. pierderi mari: intre 10 si 50 m3/h; 4. pierderi foarte mari: peste 50 m3/h.
37
7.2. Prevenirea si combaterea pierderilor de circulatie 7.2.1. Prevenirea pierderilor de circulatie are in vedere urmatoarele aspecte: 1. densitatea fluidului de foraj trebuie sa fie minima pentru conditiile date; 2. proprietatile reologice ale fluidului de foraj (viscozitatea, tensiunea dinamica de forfecare, rezistenta de gel) se regleaza la valori minime; 3. debiltul de pompare se reduce la minim, la valori care sa asigure spalarea sapei si a talpii forajului; 4. viteza de introducere a materialului tubular trebuie limitata; 5. se iau masuri preventive de mansonare a sapei de foraj. 7.2.2. Combaterea pierderilor de circulatie se face, in general, prin trei metode: 1. bazate pe conditionarea fluidului de foraj (vezi prezentarea de la prevenire); 2. de blocare a canalelor rocii si de etansare a zonei de influx; 3. metode speciale de foraj. Metoda blocarii In cele mai multe cazuri, problema pierderilor de circulatie se rezolva prin blocare, utilizand, in acest scop, materiale de blocare, care se introduc in gaura de foraj ca adausuri in fluidul de foraj, sau prin inlocuirea totala a acestuia. Materialele de blocare pot fi clasificate in doua mari grupe: materiale realizate printr-un proces de fabricatie si sunt destinate blocarii pierderilor de circulatie, sau materiale naturale care pot fi utilizate in acest scop. Din punctul de vedere al formei, materialele de blocare, care sunt foarte diverse in natura, se pot imparti in trei categorii: fibroase: fibre de lemn, azbest, deseuri de piele, rumegus, etc.; lamelare: mica sub forma de fulgi, deseuri de calofan, material plastic, etc.; granulare: nisip, granule de perlita, glisonita, etc. In numeroase cazuri, pentru combaterea pierderilor de circulatie prin metoda blocarii, se foloseste cimentul. Utilizarea cimentului presupune mai multe metode de lucru, in functie de conditiile specifice fiecarei situatii in parte (conditii geologice, de adancime, de grosime a stratului in care se produce pierderea de circulatie, etc.), intre care mentionam: 1. utilizarea de paste de ciment cu priza rapida, care se pompeaza prin garnitura de prajini de foraj, in intervalul pe care se produc pierderi de circulatie; 2. utilizarea de diferite amestecuri de pasta de ciment cu adausuri de bentonita (gelciment), sau alte substante care sa mareasca viscozitatea pastei de ciment; 3. utilizarea pastei de ciment in amestec cu alte materiale de blocare. In locul pastei de ciment, pentru blocare, se pot folosi si anumite tipuri de rasini. In cazul in care in zona de pierdere de circulatie exista o caverna si solutiile prezentate nu se pot aplica, se poate combate fenomenul de pierdere a fluidului de foraj prin plasarea unui sac realizat dintr-un material plastic sau textil rezistent, in zona cavernei, Acest sac se umple, ulterior cu pasta de ciment (fig. 4), care prin intarire (priza)
38
realizeaza un dop, in interiorul cavernei. Ulterior acest dop se frezeaza cu o sapa cu diametrul egal cu cel al sapei utilizate in programul de sapare al sondei.
Fig. 6.4. Blocarea zonei de pierdere prin cimentare in sac textil a – inaintea cimentarii; b – dupa cimentare 1, 2 – tuburi concentrice; 3 – sac textil pliat La partea inferioara a garniturii, intre doua tuburi concentrice 1 si 2, se introduce sacul pliat. Cand pasta de ciment a ajuns la partea inferioara a garniturii, se inchide ventilul aferent spatiului inelar, de la partea superioara a acestuia, astfel incat, la o presiune prestabilita, cele doua tuburi sa se desprinda. La terminarea operatiunii de cimentare, sacul se pliaza pe peretele gaurii de sonda, desprinzandu-se de garnitura de foraj, care se retrage. Piesele ramase in gaura de sonda, sunt confectionate din materiale care pot fi frezate cu usurinta. Metode speciale de blocare a pierderilor de circulatie In unele cazuri, cand pierderile de circulatie sunt imposibil de blocat prin metodele obisnuite, se pot aplica o serie de metode speciale de traversare a zonelor cu pierderi. Dupa traversarea, prin foraj, a acestor zone se poate tuba o coloana tehnica de burlane de otel, operatiune urmata de cimentare. Intre metodele speciale de lucru, mentionam:
39
1. 2. 3. 4. 5. 6.
forajul cu circulatie pierduta; forajul cu aer; forajul cu fluide aerate; forajul cu spuma; forajul cu aer – lift; forajul cu circulatie locala
40
7. ACCIDENTE TEHNICE DE FORAJ 1. Prinderi in gaura de sonda Unele dintre cele mai frecvente accidente tehnice de foraj sunt prinderile in gaura de sonda. Elementele care pot fi prinse sunt: sapa, garnitura de foraj, coloana de tubaj, instrumente si aparate de testare, sau de investigatie geologo – geofizica.
Cauzele prinderilor sunt (majoritatea sunt prezentate si la dificultati in foraj): surparea peretilor gaurii de sonda (in mod deosebit in cazul rocilor necoezive); strangerile peretilor gaurii de sonda (in cazul traversarii, prin foraj, a unor roci cum ar fi: argile, marne, marnocalcare, creta, etc.); mansonarea sapei si a garniturii de foraj; depunerea detritusului si a materialului de ingreuiere; intepenirea garniturii sau a sapei: se produce in cazul traversarii unor roci cu abrazivitate ridicata (pe masura avansarii sapei, diametrul acesteia se reduce; se formeaza astfel o gaura de sonda tronconica si, la introducerea unei sape noi, apare pericolul prinderii sapei) sau in zonele deviate ale gaurii (indeosebi in cazul gaurilor cheie); prinderi in ciment (in cazul formarii unor dopuri de ciment sau in cazul cimentarii lainerelor); lipirea garniturii sau a coloanei. Doua sunt cauzele prinderii in acest caz: existenta unei presiuni diferentiale mari gaura de sonda – strat si existenta unei turte de colmatare pe peretele sondei cu adezivitate mare. Forta laterala de impingere a materialului tubular pe epretii gaurii de sonda (deoarece presiunea din gaura de sonda pgs este mai mare decat presiunea formatiunii pp) este data de relatia (conform prezentarii din fig. nr. 5).
Fig. 7.1 Lipirea materialului tubular
41
Fl = Ac (pgs - pp) e µ,
(1)
in care: Fl este forta de impingere laterala a materialului tubular; Ac este aria de contact dintr materialul tubular si peretele sondei (formula 2); e – eficacitatea turtei de colmataj; – coeficient de frecare. Ac = Dlc;
(2)
unde: lc – lungimea de contact D – dimetrul exterior al materialului tubular; – procentul din suprafata tubului aflat in contact cu roca. Pentru prevenirea prinderilor datorate presiunii diferentiale si adezivitatii turtei de colmatare se recomanda utilizarea unui fluid de foraj cu densitate redusa, filtratie mica si tratat cu substante care reduc adezivitatea si frecarea (un adaos de 8 .... 10 % motorina si 1 .... 2 % grafit praf). 1.1. Rezolvarea prinderii In cazul in care se prinde garnitura de foraj, primele operatiuni care trebuie intreprinse constau in incercarea de lasare a garniturii sub actiunea propriei greutati, reluarea circulatiei si incercarea de rotire. In cazul in care se incearca degajarea prin tragere, se pot crea complicatii: accentuarea prinderii, astuparea spatiului inelar cu consecinte negative asupra reluarii circulatiei, ruperi sau smulgeri din zonele filetate, etc. Asa cum s-a aratat reluarea circulatiei este de prima importanta, in cazul in care s-a produs o prindere. 1.2. Stabilirea adancimii de prindere Procedeul cel mai rapid si mai comod consta in masurarea alungirii produsa de o forta de tractiune sau a rasucirii produse de un moment de torsiune cunoscut (acest din urma procedeu este aplicabil numai in cazul garniturii de foraj, nu si in cazul coloanei de burlane). In primul caz, conform legii lui Hooke, deformatia
L , Lp
(3)
de unde adancimea de prindere Lp
L
.
(4)
42
Pe de alta parte,
,
(5)
F , A
(6)
E
unde LP
EA L, Ft
(7)
in care: A este aria sectiunii transversale a corpului prajinii; L – alungirea elastica sub actiunea fortei de tractiune Ft. In scopul maririi preciziei, se repeta operatia pentru mai multe valori ale fortei de tractiune Fti, obtinandu-se mai multe alungiri Li , iar alungirea medie Lm si forta de tractiune medie Ftm, se introduc in relatia (7). Cel mai adesea se calculeaza doua alungiri L1 si L2 , obtinandu-se astfel: L p EA
L1 L2 . Ft1 Ft 2
(8)
In mod similar, daca se masoara unghiurile de rasucire 1 si 2 la doua momente de torsiune Mt1 si Mt2, lungimea portiunii libere (adancimea de prindere)
L p GI p
1 2 , M t1 M t 2
(9)
unde: G este modulul de elasticitate transversal; Ip – modulul de inertie polar. Cu o precizie mult mai mare se determina adancimea de prindere prin utilizarea unor aparate indicatoare de prindere, introduse prin garnitura de foraj cu cablu (aparatul indicator de eforturi, aparatul ed masurare a proprietatilor magnetice ale garniturii de foraj, etc.). Se foloseste, indeosebi, aparatul indicator de eforturi (fig. nr. 2).
43
Fig. 7. 2 Aparatul indicator de eforturi 1 – prajini de foraj; 2 – aparat de masura; 3 – blocaj inferior; 4 – blocaj superior; 5 – cablu; 6 – peretele gaurii de sonda. Dupa efectuarea blocarii, se solicita suplimentar garnitura de foraj. Daca dispozitivul se afla deasupra zonei de prindere, el va sesiza deformatia prajinii dintre cele doua elemente de blocare: departare – in cazul tractiunii, apropiere – in cazul compresiunii, rotire – in cazul aplicarii unui moment de rasucire. Aceste deformatii schimba caracteristicile electrice ale dispozitivului, schimbare care se va transmite aparatelor inregistratoare de la suprafata. Metodele de rezolvare a prinderilor, in functie de situatia existenta in gaura de sonda se pot diviza in: desprinderi in cazul existentei circulatiei; desprinderi in cazul inexistentei circulatiei; desprinderi din gauri – cheie. 1.3. Desprinderi in cazul existentei circulatiei Daca prin manevrarea atenta in jos si in sus a garniturii, ori prin rotatie nu se obtine degajarea, atunci se poate aplica una din urmatoarele metode: baia de petrol; producerea de vibratii in zona de prindere; producerea de socuri longitudinale prin lovire; reducerea presiunii din gaura de sonda (reducerea si chiar inversarea presiunii diferentiale). Baia de petrol (titei) Pentru realizarea unei bai de petrol, cu ajutorul unor agregate de cimentare se pompeaza in gaura de sonda un volum de petrol
44
VP
4
( DS2 DP2 )h
(10)
unde h = L – Lp + (50 ...... 100) m .
(11)
Sau se considera ca volumul de titei pompat este cu 30 .... 50 % mai mare decat volumul spatiului inelar dintre partea inferioara a garniturii de foraj si partea superioara de prindere. Presiunea de pompare in timpul efectuarii operatiei are valoarea maxima in momentul cand titeiul a ajuns la talpa sondei: Pmax = pc + lt (ρf – ρp) g,
(12)
in care: pc este presiunea necesara invingerii frecarilor din sistemul de circulatie; lt – lungimea coloanei de titei din interiorul prajinilor; ρp – densitatea petrolului (titeiului). Diagrama presiune – volum este conforma cu cea prezentata in fig. nr. 3.
Fig. 7.3. Diagrama p – V, pentru o baie de petrol
Dupa refularea petrolului in spatiul inelar, se tine garnitura de foraj in tensiune, la o forta cu 10 ..... 20 tf mai amre decat forta provenita din greutatea proprie a acesteia. La intervale de timp de circa 30 min. se „misca” pachetul de petrol prin pomparea cu debit redus, prin garnitura, a unei cantitati reduse de fluid de foraj. Inceputul degajarii este marcat prin diminuarea sarcinii de intindere aratatade indicatorul de greutate. Daca, dupa 12 ..... 18 ore nu s-a obtinut desprinderea, baia de petrol se poate repeta de doua – trei ori.
45
Nota. In afara petrolului se pot utiliza, cu bune rezultate, alte produse precum: fluide pe baza de produse petroliere, apa dulce – cu sau fara substante tensioactive, solutii acide (acid clorhidric, sau acid fluorhidric), etc. Producerea de vibratii in zona de prindere (fara aplicarea unei bai de titei sau concomitent cu aceasta) se realizeaza prin explozie. In dreptul zonei de prindere se vor detona una sau mai multe incarcaturi explozive. Trebuie acordata o atentie deosebita cantitatii de explozibil, pentru a nu distruge garnitura. Producerea de socuri longitudinale (aplicabil cu sau fara baie). In acest caz, in garnitura de foraj, deasupra zonei de prindere se monteaza o geala mecanica sau hidraulica (in acest sens se va proceda la desurubarea prajinilor cat mai aproape de zona de prindere). Dispozitivul (geala) se va introduce cu cateva bucati de prajini grele. 1.4. Desprinderi in cazul inexistentei circulatiei Metoda este valabila si in cazul in care avem circulatie, dar metodele prezentate mai inainte au fost fara rezultat. In acest caz se va proceda astfel: se detaseaza partea libera a garniturii de foraj; se degajeaza spatiul din exteriorul garniturii de foraj; se detaseaza si se extrag partile din garnitura degajata. Detasarea partii libere a garniturii de foraj se poate realiza prin desurubare, taiere sau rupere. Pentru a se asigura o desurubare cat mai sigura, se intinde garnitura de foraj cu o forta egala cu greutatea portiunii libere. Totodata, este recomandabila detonarea unei mici cantitati de exploziv in interiorul garniturii, in dreptul racordului ce urmeaza a fi desurubat. Taierea prajinilor se realizeaza cu ajutorul unui cutit circular, actionat prin intermediul tevilor de extractie de diametru unic sau al prajinilor de pompaj de adancime. Ruperea se realizeaza printr-o explozie concentrata (metoda mai putin sigura). Degajarea spatiului din spatele prajinilor se realizeaza cu ajutorul unui sper sau burlan de spalare. Acesta este format din mai multe burlane asamblate intre ele (120 ... 150 m), avand la partea inferioara un cap de degajare, de forma unei freze cu dinti, armati cu material dur. In vederea detasarii portiunii de garnitura degajata, se reintroduce sperul impreuna cu un dorn (garnitura de foraj va avea, in acest caz, filet stanga). Nota: acest procedeu este costisitor si anevoios. Exista si posibilitatea imbracarii si recuperarii portiunii degajate intr-un singur mars. In acest sens, in partea superioara a sperului se va monta un cep sau dorn de intregire. Detonatorul trebuie sa treaca prin ele. 1.5. Desprinderi din gaura de cheie Prinderile in gaurile de cheie se produc de jos in sus, in timpul manevrelor de extragere a garniturii de foraj.
46
De aceea desprinderile se vor face prin bataie de sus in jos sau prin vibratii produse simultan cu impingerea in jos. 2. Rezolvarea ruperilor si smulgerilor de prajini Pentru stabilirea cu precizie a capatului precum si a pozitiei acestuia in gaura de sonda se foloseste un model cu plumb. Pentru rezolvarea acestui tip de accident tehnic se folosesc instrumente amovibile (mobile) sau neamovibile (fixe). Din categoria instrumentelor neamovibile fac parte dornul (taie filet la interior) si tuta (taie filet la exterior). Dornul este recomandat in cazul ruperilor prajinilor de foraj din zona de imbinare si in cazul ruperii prajinilor grele. Tuta este recomandata in cazul ruperii prajinilor de foraj din corp. Intre dorn sau tuta si garnitura de foraj se intercaleaza un racord de siguranta (in caz ca nu este posibila extragerea, acesta da posibilitatea extragerii garniturii de instrumentatie). Din categoria instrumentelor amovibile face parte corunca. Elementele de prindere ale coruncii sunt niste bacuri cu dinti inclinati care culiseaza pe o suprafata tronconica din interiorul corpului. Daca, in urma investigarii efectuate, se constata existenta prajinii in afara perimetrului normal al gaurii (gaura de sonda ocnita sau prajina impinsa in peretele sondei) este necesara aducera capatului prajinii coaxial cu gaura de sonda. In acest sens se utilizeaza un carlig de indreptat.
Fig. 7.4. Dispozitive de instrumentatie a,b,c – dornuri (a – normal, b – prindere prin racord, c – prindere in mufa) d - tuta
47
3. Rezolvarea accidentelor tehnice ale coloanelor de burlane In cazul unei coloane de tubare prinse, se incearca degajarea prin circulatie si manevra (atentie! Ft < Fadm). La smulgerea coloanei din filet si scapata in sonda se incearca intregirea prin insurubare. In cazul unei coloane deformate transversal, inainte de rezolvare, este necesar sa se determine forma coloanei in zona respectiva. Pentru acesta se utilizeaza un sablon tubular. Daca este vorba despre o ovalizare a coloanei, „turtire” sau „papusare” se incearca indepartarea coloanei cu o „birna de bataie” (fig. nr. 5) sau o „birna de rotatie” care se introduc cu ajutorul garniturii de prajini.
Fig.7.5. Birna de bataie 1 – corp; 2 – canal de circulatie; 3 – sant exterior
Fig. 7.6 Paianjen
4. Extragerea pieselor metalice de la talpa sondei In cazul ramanerii la talpa a sapei, ca urmare a desurubarii, se incearca intregirea prin insurubare, urmata de extragere. Daca sapa s-a rupt de la imbinare, se incearca prinderea cu ajutorul unui dorn scurt. In situatiile in care sapa nu mai poate fi extrasa intreaga, se procedeaza la distrugerea ei prin frezare (tocare). Piesele metalice aflate pe talpa sondei (role de sapa, rulmenti, piese scapate de la suprafata, s.a.) pot fi impinse in peretele sondei cu ajutorul unei sape coada de peste, in cazul unor roci slab consolidate.
48
Daca operatia nu este posibila, se procedeaza la extragerea acestor piese. Din categoria dispozitivelor de extragere, cele mai utilizate sunt paianjenul si freza magnetica. Paianjenul este confectionat dintr-o bucata de burlan care este prevazut la capatul inferior cu dinti inalti, cu varfurile indoite cate putin catre interior (fig. nr. 6). Freza magnetica are la partea inferioara o freza cu dinti, iar in interior un magnet permanent. 5. Colajul prin presiune diferentiala. Studiu de caz S-a produs prinderea unei garnituri de foraj la adancimea de 1900 m (dimensiunile aferente figurilor nr. 7, 8 si 9 sunt date in metri).
Fig.7. 7 Colajul prin presiune diferentiala (aplicatie) Alte date (conform figura 7.7): H = 2000 m; ho = 10 m; lg = 120 m; lp = 1870 m; Dg = 241,3 mm (9 ½ inch); intre 1450 m si 1500 m exista aparitia gazelor in rezervorul grezos; densitatea noroiului, respectiv a apei sarate de zacamant sunt egale: ρf = ρas = 1150 kg/m3;
49
procentul de suprafata a prajinilor grele aflata in contact cu roca 0,2; eficacitatea turtei de colmataj e = 0,25; presiunea hidrodinamica in timpul circulatiei phd = 7 bar; coeficientul de frecare o,5; forta provenita din greutatea garniturii Fg = 90 tf; forta provenita din greutatea prajinilor grele de sub punctul de prindere Fgg = 15 tf (deci forta provenita din greutatea portiunii libere Fp = 90 =-15 75 tf); forta admisibila la carlig Fad = 190 tf; densitatea petrolului ρp = 890 kg/m3; densitatea gazelor la adancime, ρg = 105 kg/m3; volumul interior unitar al prajinilor de foraj Vip = 9,27 l/m; volumul interior unitar al prajinilor grele Vig = 4,56 l/m; volumul unitar al spatiului inelar in dreptul prajinilor de foraj Vsip = 62,7 l.m; volumul unitar al spatiului inelar in dreptul prajinilor grele Vsig = 30,3 l.m; volumul unitar al spatiului inelar in dreptul coloanei de ancoraj Vsia = 66,1 l.m.
Intrebari 1. Ce tractiune (compresiune) va trebui aplicata catre 1925 m pentru a deplasa garnitura de foraj catre suprafata (sau catre talpa)? 2. Ce masura imediata poate fi luata spre a reduce colajul (lipirea) garniturii de foraj? 3. Se va proceda la o tentativa de degajare spre suprafata sau spre talpa? De ce? 4. Ce tractiune, respectiv compresiune se vor realiza la adancimea de 1925 m? 5. Sa se determine volumul de petrol necesar pentru cazul aplicarii unei bai. 6. Volumul fluidului de refulare. 7. Ce se va intampla cand volumul de titei va ajunge deasupra acoperisului rezervorului grezos? (rezervor grezos: 1450 – 1500 m). Solutie 1. Aria de contact dintre prajinile grele si peretele sondei, conform relatiei 2 (conform si figurii nr. 7) Ac = Dg lc = 0,2 • • 0,241 • 50 = 7,571 m2 Forta laterala de impingere a materialului tubular pe peretele gaurii de sonda este data de relatia 1: Fl = Ac (pgs –pp) e Presiunea din gaura de sonda in conditii dinamice, la adancimea HP = 1900 m Pgs = ρf g Hp + phd = 1150 • 9,81 • 1900 + 7 • 105 = 221,34 bar (aici se cunoaste cu precizie pp = 190 bar).
50
Deci p p gs p p 221,34 190 31,34bar
In aceste conditii Fl = 7,571• 31,34 •105 • 0,25 • 0,5 = 296,59 • 104 N = 296,59 tf Cum forta provenita din greutatea portiunii libere a garniturii de foraj Fp = 75 tf, rezulta ca forta de tractiune necesara pentru a deplasa garnitura catre suprafata ar fi: Ft = Fp + Fl = 75 + 269,59 = 371,59 tf > Fad = 190 tf (?) Pentru a realiza o compresiune, forta provenita din greutatea portiunii libere a garniturii de foraj Fp = 75 tf << Fl (??) 2. Ca masura imediata (teoretica) de reducere a colajului ar fi stoparea temporara a circulatiei de fluid de foraj. In acest caz, reducerea colajului ar fi de 7 bar, ceea ce ar insemna 22,3 %. 3. Tentativa de degajare catre suprafata Asa cum s-a dedus in cadrul punctului 1), forta disponibila pentru degajarea catre suprafata este mai puternica decat cea disponibila catre talpa; in plus, aplicarea unei astfel de compresiuni este neavenita din punct de vedere al rezistentei garniturii de foraj. De altfel, ridicarea stabilizatorilor catre zona de lipire reprezinta un element favorabil. Remarca. Asa cum s-a mai specificat, in cazul gaurilor de cheie, sau in cazul prinderii intr-un dop de detritus, se va proceda la degajarea catre „in jos” (catre talpa sondei). 4. Forta admisibila de tractiune, la suprafata, in capul prajinilor de foraj, este de 190 tf. Tractiunea efective in zona de lipire va fi de 190 – 75 = 115 tf (Pe de alta parte, asa cum s-a mai specificat, forta teoretica de compresiune ar fi de numai 75 tf). 5. Se va avea in vedere ca volumul de titei injectat sa conduca la o astfel de inaltime de petrol in spatiul inelar, incat presiunea diferentiala pdif = pgs – pp = 0. Presiunea stratului la adancimea H = 1925 m este pp = 190 • 105 + 1150 • 9,81 • 25 = 192,8 bar. Va trebui deci ca presiunea din gaura de sonda la aceasta adancime (conform fig. 7.8) Pgs = ρf • g (1925 –x ) + x • ρp • g = pp,
51
Adica 1150 • 9,81 (1925 – x) + x • 890 • 9,81 = 192,8 • 105, De unde rezulta x = 949 m Volumul de petrol va fi Vt = (1925 – 1870) • 30,3 + 894 • 62,7 = 57 720 l ≈ 58 m3
Fig. 7.8 Volumul de petrol necesar aplicarii baii (schema) 6. Volumul de fluid de refulare Vr = Vip + Vig + Vsi (1990 – 1925) = = 9,27 • 1870 + 4,56 • 120 + 30,3 (1990 – 1925) = 19,825 m3. Evident, creandu-se un dezechilibru intre interiorul garniturii si spatiului inelar, va trebui inchis ventilul aferent spatiului inelar, in momentul cand petrolul a ajuns la destinatie. Spre a nu exista acest dezechilibru, atunci este nevoie sa se injecteze suplimentar un volum de petrol (conform fig. nr. 8) Vsupl = (1990 – 1925) • 30,3 + 120 • 4,56 + 894 • 9,27 = 10 804 l = 10,8 m3
52
Deci, in acest caz, volumul total de titei va fi: V = Vt + Vsupl = 58 + 10,8 = 68,8 m3 , iar volumul fluidului de refulare Vr = 976 • 9,27 = 9,05 m3. Observatii
Dezechilibrul creat intre interiorul garniturii si spatiul inelar, in cazul utilizarii unui volum de petrol de numai 58 m3, ar fi de 949 (1150 – 890) 8,81 = 24,2 bar. Fluidele usoare se aplica, asa cum s-a mai specificat, pentru a reduce adezivitatea si frecarile dintre prajini si turta de colmatare (prin actiuni fizice sau chimice se reduce forta laterala Fl). Drept fluide usoare se recomanda: petrol, emulsii inverse, gaz-oil cu lubrifianti, etc.
7. Situatia din gaura de sonda, in momentul in care coloana de petrol a ajuns deasupra acoperisului rezervorului grezos, este prezentata in fig. nr. 9.
Fig.7.9. Volumul de titei deaupra acoperisului rezervorului grezos (schema)
53
Presiunea formatiunii la adancimea de 1450 m este pp = 148 • 105 – (1500 – 1450) • 105 • 9,81 = 147,48 bar Cand coloana de titei ajunge deasupra acoperisului stratului grezos gazeifer, se poate scrie: 68,8 • 103 = (1450 – 1000) • 62,7 + x’ – 450) 66,1,
de unde x’ = 1064 m Pentru cazul static, presiunea din gaura de sonda va fi
pgs = 1064 • 890 • 9,81 + 386 • 1150 • 9,81 = 136,44 bar, deci pgs < pp = 147,48 bar ( p 11bar ). Pentru cazul dinamic, corespunzator manevrei ascendente, pentru phd = 7 bar, rezulta un dezechilibru strat – sonda de 11 + 7 = 18 bar, deci pericolul imediat pentru o manifestare eruptiva.
Ce vom face? Trebuie sa utilizam, in primul rand, un volum de titei mai putin „ambitios”. De exemplu, pentru cazul static 147, 48 • 105 = 890 • 9,81 x’’ + (1450 – x”) 9,81 • 1150, De unde rezulta x” = 631,22 m. Cu alte cuvinte, trebuie redusa inaltimea coloanei de titei de la 1064 m la 631 m; pentru cazul dinamic, trebuie determinata, in primul rand, valoarea exacta a presiunii suplimentare hidrodinamice phd. Cu o oarecare aproximatie, un volum de titei de 30 – 40 m3, adica o inaltime a coloanei acestuia in spatiul inelar de 300 – 400 m, este de bun augur.
54
