Curs Foraj

1

Universitatea Petrol-Gaze din Ploieşti

Mihail IONESCU Şerban NICOLESCU

TEHNOLOGIA FORĂRII SONDELOR

Ploieşti 2003

Echipamantul de dirijare a sondelor

2

Referenţi ştiinţifici:

Prof. dr. ing. George IORDACHE

Prof. dr. ing. Lazăr AVRAM


3

Cuprins

1. Elemente de mecanica rocilor .Eroare! Marcaj în document nedefinit.

1.1. Geologia şi geofizica de zăcământ – modelul geologicEroare! Marcaj în document nedefinit.

1.2. Proprietăţile fizico-mecanice ale rocilor traversate prin foraj ......... Eroare! Marcaj în document nedefinit.

1.2.1. Proprietăţile fizice ale rocilorEroare! Marcaj în document nedefinit.

1.2.2. Proprietăţile mecanice ale rocilorEroare! Marcaj în document nedefinit.

1.2.3. Clasificarea rocilor ............... Eroare! Marcaj în document nedefinit.

1.2.4. Procesul de dislocare mecanică a rocilorEroare! Marcaj în document nedefinit.

1.3. Noţiuni de mecanica rocilor cu aplicabilitate în forajul sondelor ... Eroare! Marcaj în document nedefinit.

1.3.1. Starea de tensiuni – reprezentarea lui MohrEroare! Marcaj în document nedefinit.

1.3.2. Starea de deformaţie............. Eroare! Marcaj în document nedefinit.

1.3.3. Tipuri de comportare clasică (curba intrinsecă, ruperea).......... Eroare! Marcaj în document nedefinit.

1.3.4. Tipuri de încercări de laboratorEroare! Marcaj în document nedefinit.

1.3.5. Starea de tensiuni in situ ...... Eroare! Marcaj în document nedefinit.

1.3.6. Mecanica rocilor – aplicaţii.. Eroare! Marcaj în document nedefinit.

2. Procesul de forare a sondelor de petrol şi gazeEroare! Marcaj în document nedefini

2.1. Generalităţi.................................. Eroare! Marcaj în document nedefinit.


4

2.2. Structura procesului de foraj....... Eroare! Marcaj în document nedefinit.

2.3. Forajul rotary................................ Eroare! Marcaj în document nedefinit.

3. Garnitura de foraj.....................Eroare! Marcaj în document nedefinit.

3.1. Componenţă.................................. Eroare! Marcaj în document nedefinit.

3.2. Solicitările garniturii de foraj...... Eroare! Marcaj în document nedefinit.

3.2.1. Condiţiile de lucru................ Eroare! Marcaj în document nedefinit.

3.2.2. Solicitările statice ................. Eroare! Marcaj în document nedefinit.

3.2.3. Solicitarea la încovoiere....... Eroare! Marcaj în document nedefinit.

3.2.4. Solicitarea la presiune interioară şi la presiune exterioară........ Eroare! Marcaj în document nedefinit.

3.2.5. Alungirea garniturii de foraj Eroare! Marcaj în document nedefinit.

3.2.6. Solicitarea garniturii de foraj la aşezarea în peneEroare! Marcaj în document nedefinit.

3.2.7. Stabilitatea garniturii de forajEroare! Marcaj în document nedefinit.

3.3. Exploatarea garniturii de foraj .... Eroare! Marcaj în document nedefinit.

3.3.1. Clase de utilizare .................. Eroare! Marcaj în document nedefinit.

3.3.2. Controlul şi recondiţionarea materialului tubularEroare! Marcaj în document nedefinit.

3.3.3. Ştanţarea prăjinilor ............... Eroare! Marcaj în document nedefinit.

3.3.4. Transportul, depozitarea şi manevrarea prăjinilorEroare! Marcaj în document nedefinit.

3.3.5. Unsori pentru îmbinările filetateEroare! Marcaj în document nedefinit.

3.4. Alcătuirea garniturii de foraj. Garnituri combinateEroare! Marcaj în document nedefinit.

4. Motoare hidraulice submersateEroare! Marcaj în document nedefinit.

4.1. Caracterizare generală................. Eroare! Marcaj în document nedefinit.

4.2. Turbinele de foraj........................ Eroare! Marcaj în document nedefinit.


5

Geometria elementelor active ........ Eroare! Marcaj în document nedefinit.

4.2.1. Motoarele elicoidale (volumice)Eroare! Marcaj în document nedefinit.

5. Instrumentele de dislocare ......Eroare! Marcaj în document nedefinit.

5.1. Sapele cu role.............................. Eroare! Marcaj în document nedefinit.

5.2. Sapele cu diamante ..................... Eroare! Marcaj în document nedefinit.

5.3. Parametrii regimului de foraj...... Eroare! Marcaj în document nedefinit.

5.4. Clasificarea sapelor..................... Eroare! Marcaj în document nedefinit.

5.5. Alegerea sapelor de foraj ............ Eroare! Marcaj în document nedefinit.

6. Tubarea sondelor ....................Eroare! Marcaj în document nedefinit.

6.1. Arhitectura unei sonde de petrol şi gazeEroare! Marcaj în document nedefinit.

6.1.1. Programul de foraj şi de tubareEroare! Marcaj în document nedefinit.

6.1.2. Tipuri de coloane ................. Eroare! Marcaj în document nedefinit.

6.2. Criterii de dimensionare.............. Eroare! Marcaj în document nedefinit.

6.3. Programe de tubaj clasice ........... Eroare! Marcaj în document nedefinit.

6.4. Stabilirea arhitecturii sondei ....... Eroare! Marcaj în document nedefinit.

6.4.1. Leak off test (LOT) .............. Eroare! Marcaj în document nedefinit.

6.4.2. Determinarea adâncimii sabotuluiEroare! Marcaj în document nedefinit.

6.4.3. Restricţii legate de instalaţia de forajEroare! Marcaj în document nedefinit.

6.4.4. Cazul sondelor deviate şi orizontaleEroare! Marcaj în document nedefinit.

6.4.5. Stabilirea înălţimii de cimentare a coloanelorEroare! Marcaj în document nedefinit.

6.5. Echiparea coloanelor .................. Eroare! Marcaj în document nedefinit.

7. Cimentarea sondelor ...............Eroare! Marcaj în document nedefinit.


6

7.1. Generalităţi.................................. Eroare! Marcaj în document nedefinit.

7.2. Clasificarea cimentărilor............. Eroare! Marcaj în document nedefinit.

7.3. Factorii de eficienţă ai cimentării Eroare! Marcaj în document nedefinit.

7.4. Dezlocuirea fluidului de foraj de pasta de cimentEroare! Marcaj în document nedefinit.

7.5. Zona de contact – fluide tampon Eroare! Marcaj în document nedefinit.

7.6. Presiunea în zona cimentată........ Eroare! Marcaj în document nedefinit.

7.7. Calculul cimentării...................... Eroare! Marcaj în document nedefinit.

7.7.1. Cimenturi de sondă-paste de cimentEroare! Marcaj în document nedefinit.

7.7.2. Proprietăţile pastelor ............ Eroare! Marcaj în document nedefinit.

7.7.3. Prepararea pastelor de ciment cu adausuri (uşoare/îngreuiate). Eroare! Marcaj în document nedefinit.

7.7.4. Calcule specifice operaţiei de cimentareEroare! Marcaj în document nedefinit.

7.7.5. Presiunea în sistemul de circulaţie:Eroare! Marcaj în document nedefinit.

7.7.6. Tipul şi numărul agregatelor de cimentareEroare! Marcaj în document nedefinit.

8. Devierea şi dirijarea sondelor ..Eroare! Marcaj în document nedefinit.

8.1. Caracterizare generală................. Eroare! Marcaj în document nedefinit.

8.2. Coordonate.................................. Eroare! Marcaj în document nedefinit.

8.2.1. Sisteme de coordonate ......... Eroare! Marcaj în document nedefinit.

8.2.2. Proiecţiile orizontale ............ Eroare! Marcaj în document nedefinit.

8.3. Calculul traiectelor sondelor deviate/dirijateEroare! Marcaj în document nedefinit.

8.3.1. Parametrii necesari ............... Eroare! Marcaj în document nedefinit.

8.3.2. Metode de calcul .................. Eroare! Marcaj în document nedefinit.


7

8.3.3. Calcule complementare – conţinutul unei listeEroare! Marcaj în document nedefinit.

8.4. Aplicaţii ale forajului dirijat ....... Eroare! Marcaj în document nedefinit.

8.5. Proiectarea traiectului unei sonde dirijateEroare! Marcaj în document nedefinit.

8.5.1. Parametrii de proiectare ....... Eroare! Marcaj în document nedefinit.

8.5.2. Orientarea şi controlul direcţiei (azimutul)Eroare! Marcaj în document nedefinit.

9. Echipamentul pentru forajul direcţionalEroare! Marcaj în document nedefinit.

9.1. Echipamentul convenţional ........ Eroare! Marcaj în document nedefinit.

9.2. Metode de urmărire a traiectului sondelor deviateEroare! Marcaj în document nedefinit.

9.2.1. Tipuri de măsurători (survey)Eroare! Marcaj în document nedefinit.

9.2.2. Echipamentul de măsurare ... Eroare! Marcaj în document nedefinit.

9.3. Calculul erorilor – studii anticoliziuneEroare! Marcaj în document nedefinit.

9.3.1. Surse de eroare ..................... Eroare! Marcaj în document nedefinit.

9.4. Tehnicile de deviere.................... Eroare! Marcaj în document nedefinit.

10. Forajul orizontal .....................Eroare! Marcaj în document nedefinit.

10.1. Aspecte generale legate de forajul orizontalEroare! Marcaj în document nedefinit.

10.2. Aplicaţiile şi atuurile forajului orizontalEroare! Marcaj în document nedefinit.

8

1. Elemente de mecanica rocilor

Studiul zăcămintelor de hidrocarburi (reservoir engineering) face azi apel la numeroase tehnici perfecţionate în achiziţia de date şi în simularea numerică.

Exploatarea zăcămintelor implică o interdependenţă strânsă între tehnicile de zăcământ, (cele care privesc forajul şi echiparea “completarea” sondelor) şi tehnicile de suprafaţă necesare la colectarea şi tratarea hidrocarburilor înainte de transportul acestora.

Un zăcământ este format dintr-un rezervor de roci subteran (sau mai multe), care conţine hidrocarburi lichide şi/sau gazoase, de origine sedimentară în marea majoritate a cazurilor. Roca rezervor este poros permeabilă, şi este mărginită de bariere impermeabile.

Fazele studiului de zăcământ în exploatare sunt: – studii de evaluare de ordin metodologic; – operaţii materiale de ordin tehnologic: foraj de sonde, teste de

producţie, echipamente de producţie, colectare, tratament şi transport de petrol brut. În figura 1.1 se prezintă aceste funcţiuni cu legăturile dintre ele.

Elemente de mecanica rocilor

9

1.1. Geologia şi geofizica de zăcământ – modelul geologic Zăcământul este o formaţiune din subsol, poros-permeabilă, care închide o acumulare naturală, individuală şi separată, de hidrocarburi (petrol şi/sau gaze), limitată de o barieră de roci impermeabile şi adesea de un acvifer, şi este

EX

PLO

RA

RE

E

XP

LOA

TAR

E

Geologie

Geofizică

Foraje de explorare

SONDE DE DESCOPERIRE

STUDIUL DE ZĂCĂMÂNT:

FORAJE DE DEZVOLTARE

Teste - Completare

Tratare

Amplasarea sondelor Evaluarea sondelor

Evaluarea zăcământului

PLANUL DE EXPLOATARE

PRODUCŢIE

Transport

Fig. 1.1. Fazele principale ale studiilor de zăcământ.


10

caracterizată printr-un sistem de presiune naturală unică (este subdivizat în strate, nivele sau unităţi individualizate litologic sau tectonic).

Imaginea unui zăcământ este definită în momentul în care formele, limitele, arhitectura internă (eterogeneităţile), repartiţia şi volumele de fluide conţinute de zăcământ vor fi cunoscute. În figura 1.2 sunt indicaţi diferiţii parametrii fundamentali necesari la elaborarea imaginii unui zăcământ.

Tehnicile folosite sunt regrupate sub denumirea de geologie petrolieră şi geofizică de şantier şi fac apel în principal la analiza directă şi indirectă a informaţiilor obţinute din sonde:

– analiza directă (de laborator): măsurători pe carote; analize PVT ale fluidelor recoltate;

– analize indirecte: diagrafii (logging) înregistrate în timpul forajului – eventual în exploatare.

Pentru completarea imaginii zăcământului sunt indispensabile şi alte metode: seismica – dă forma zăcământului, faliile, variaţiile de facies şi limitele fluidelor; sedimentologia – care după carote, probele de sită şi carotaje (diagrafii) vor defini natura depozitului, extinderea sa, eterogeneităţile probabile; măsurătorile chimice – compoziţia mineralogică, procentul de materie organică, familia de hidrocarburi; tectonica sau microtectonica – detaliază fracturile pornind de la carote, studiile globale de suprafaţă, fotografii aeriene sau din satelit; datele de producţie obţinute la teste – pentru stabilirea debitelor, interferenţei între sonde, calcule de transmisivitate prin debit sau prin refacerea presiunii, temperatura, natura şi densitatea fluidelor la nivelul formaţiunii, repartiţia presiunilor, eterogeneităţile (fracturi, limite prin falii sau ecrane litologice).

Acest model geologic este folosit pentru:

– calculul rezervei de fluide conţinute; – deciderea implantării de sonde, de unde rezultă un ajutor fundamental

pentru dezvoltare; – furnizarea elementelor “statice” care introduse în modelele de simulare

permit previzionarea producţiei şi prevederea modului de exploatare cel mai bine adaptat. În figura 1.3 se prezintă schema generală a unui studiu pe un zăcământ:


11

1.2. Proprietăţile fizico-mecanice ale rocilor traversate prin foraj Rocile care formează scoarţa terestră sunt agregate naturale mono sau polimi-nerale caracterizate prin compoziţie chimică, mineralogică, structură şi textură. Sunt trei categorii mari de roci în raport cu modul de formare: roci eruptive (prin răcirea magmei); roci sedimentare – prin transportul şi depunerea materialului detritic provenit din distrugerea rocilor magmatice şi metamorfice; roci metamorfice – provenite din primele două categorii în urma acţiunii temperaturilor şi/sau presiunilor mari (acţiune separată sau concomitentă).

Procesul de dislocare (tăiere, sfărâmare, erodare) a rocilor cu sape sau carotiere şi eficienţa lui sunt direct legate de proprietăţile fizico-mecanice ale rocilor. La rândul lor, acestea vor determina natura sculelor de dislocare, regimul de foraj şi ansamblul de măsuri tehnice necesare unui proces optim de foraj.

Fig. 1.3. Schematizarea diverselor funcţiuni ale studiului de zăcămînt.


12

1.2.1. Proprietăţile fizice ale rocilor Proprietatea rocii Caracterizare generală

Structura: defineşte forma (colţuroasă, rotunjită,

corodată), dimensiunea şi caracterul suprafeţei

granulelor ce compun roca

-granulară (cristalizată), porfirică(cristale mari înglobate într-o masă amorfă), sticloasă (o masă amorfă) la rocile magmatice; -grosieră (psefitică >2 mm), nisipoasă (psamitică 0,1<D<2 mm), mâlos-prăfoasă (aleuritică 0,01<D<0,1 mm) la rocile sedimentare; -granule strivite sub formă de lamele, solzi sau turtite la rocile metamorfice.

Textura: partea construcţiei roci care defineşte dispoziţia

spaţială şi orientarea particulelor minerale

-masivă (roci magmatice intruzive), fluidală (magma curgătoare), scoriacee (piatra ponce); -stratificată la rocile sedimentare formate prin depunere lentă, masivă (calcare, dolomite, conglomerate); -şistuasă (metamorfism regional–presiune ridicată), masivă (metamorfism de contact– temperatură ridicată).

Neomogeneitatea -după compoziţia mineralogică (corpuri poliminerale cu repartiţie neregulată); -după constituţia mecanică, distribuţia granulelor, aşezarea reciprocă; -după porozitate, dimensiunea porilor, dispoziţia lor, comunicaţiile dintre ei (kv<<kh); -după gradul de tasare (creşte cu adâncimea).

Coeziunea: atracţia reciprocă a diferitelor

cristale fie direct (cuarţite, calcare, sare), fie prin cimentul de legătură (gresie, conglomerat)

-forţe de natură electrică (apar şi forţe de frecare dar mai mici) – roci stâncoase (gresii, calcare, dolomite, şisturi silicioase, marne, anhidrit, gips); -forţe de interacţiune între particulele coloidale adsorbite la suprafaţa materialului detritic – rocile plastice; -forţe de coeziune condiţionate de umiditate – anhidre (nisipuri friabile), saturate complet (terenuri curgătoare).

Porozitatea: raportul procentual dintre volumul spaţiilor libere şi volumul

brut al rocii

m = 100 Vg/V m – porozitatea absolută (%); Vg– volumul golurilor; V – volumul brut al rocii.

Permeabilitatea: capacitatea unui mediu

poros de a lăsa să treacă un fluid prin el

k = Q µ dl/(a dp), k – coeficientul de permeabilitate; µ – viscozitatea absolută; dl/dp – inversul gradientului de presiune; A – secţiunea de curgere a fluidului.

Afânarea: ocuparea în stare mărunţită a unui

volum mai mare

a = Vm/Vin, Vm– volumul rocii mărunţită; Vin– volumul rocii în starea iniţială. (a = 1,01…2,50)

Granulaţia curba granulometrică (distribuţie probabilistică) Grutatea specifică –

Compactitatea

Raportul greutate/volum: greutate specifică aparentă (volumetrică); Raportul gerutate specifică aparentă/greutate specifică a unei roci consolidate.

Consistenţa: starea fizică a rocilor (solidă sau

curgătoare)

curgătoare – Ic < 0,25; plastic (curgătoare, moi, consistente, viscoase) 0 < Ic < 1,00; tari Ic < 1,00.


13

1.2.2. Proprietăţile mecanice ale rocilor Scoarţa terestră (cca 16 km) conţine 95% roci eruptive, 4% şisturi argiloase, 0,75% nisipuri presate şi 0,25% roci carbonatate. În mecanica rocilor sunt studiate rocile supuse observaţiilor directe prin sondaje şi prin lucrări miniere.

Eficacitatea procesului de foraj sau de carotaj mecanic depinde în mare măsură de câteva dintre proprietăţile mecanice, determinate la rândul lor de proprietăţile fizice analizate.

Elasto-plasticitatea rocilor: mineralele şi rocile sunt corpuri ce se comportă la încărcare oarecum elastic. Deformările care după înlăturarea sarcinii dispar sunt elastice, iar cele care se păstrează sunt deformări plastice. Mineralele se deformează în majoritate ca nişte corpuri elastico-fragile (se distrug când tensiunea atinge limita de elasticitate conform legii lui Hooke); rocile, structuri disperse, nu se mai supun legii menţionate. L.A. Schreiner şi alţi cercetători au stabilit, pe cale experimentală, corespondenţa între proprietăţile elasto-plastice şi rezistenţa la pătrundere (duritatea) a rocilor. De fapt au fost ridicate curbele caracteristice (dependenţa deformaţie – forţă pe poanson) pe baza cărora rocile au fost împărţite în trei clase (fig.1.4):

– elastico-fragile (fig. 1.4, a); – elastico-plastice (fig. 1.4, b); – fără rezistenţă la dislocare – cu plasticitate şi porozitate ridicate

(fig. 1.4, c). Comportarea elastică a rocilor se caracterizează prin:

– modulele de elasticitate, Young E şi transversal G;

Fig.1. 4. Curbele de comportare ale rocilor la pătrunderea penetratorului cilindric.


14

– coeficientul lui Poisson ν;

– modulul K şi coeficientul β de compresibilitate volumetrică.

Modulele de elasticitate – sunt definite: E obţinut la o singură solicitare; En (normal) obţinut la încărcări şi descărcări succesive pănă la dispariţia deformaţiei reziduale; Ed (dinamic) se determină din legea de schimbare a vitezei de propagare a ultrasunetelor – vp = (Ed g/ρ)0,5, unde g este acceleraţia gravitaţională, iar ρ – densitatea rocii; între aceste module există următoarele raporturi: En /E = 1,2…1,5 iar Ed /E = 2…2,2.

Valoarea lui E este influenţată de: factori tehnici (tipul solicitării – compresiune, întindere, forfecare, starea de tensiune, mărimea efortului şi direcţia forţei); factori naturali (porozitatea şi distribuţia acesteia, compoziţia mineralogică, structura, textura şi condiţiile de adîncime). Etr < Eînc << Ec ; Ell > E⊥ (după planul de aşezare – stratificaţie).

Datorită anizotropiei modulul de elasticitate depinde de direcţia de acţiune a forţei: modulul de elasticitate transversal G = E/(2+2ν);

Coeficientul lui Poisson ν – reprezintă raportul dintre deformaţia specifică transversală şi cea axială; scade proporţional cu mărimea sarcinii şi este influenţat de aceeaşi factori ca modulul de elasticitate;

Modulul K şi β influenţează în mică măsură procesul de dislocare.

Tăria rocilor (rezistenţa la rupere) – capacitatea lor de a se opune la deformare în momentul solicitării de către o forţă. Starea de tensiuni corespunzătoare tipului de solicitare la care poate fi supusă o rocă generează: efort de compresiune, eforturi de încovoiere, de forfecare şi de întindere. Corespunzător acestora, se defineşte rezistenţa rocii la: compresiune σc, încovoiere σî, forfecare (tăiere) τ şi la tracţiune σt.

În urma experienţelor de laborator s-a stabilit o interdependenţă între coeziunea C şi rezistenţa rocii

( ) ( )ϕ

ϕ+σ=

ϕϕ−σ

=sin

sinsin

sin21

21 tcC , sau ϕσ−τ= tgiC (1.1)

Rezistenţa mecanică a rocilor este influenţată atât de factori naturali (caracteristici fizice), cât şi de anumiţi factori tehnici. Factorii naturali: compoziţia mineralogică (ponderea mineralelor cu rezistenţă mare, compoziţia substanţei de cimentare); dimensiunile şi forma granulelor de cristale (tăria


15

cimentului creşte cu fineţea particulelor, iar la roci, cu diversitatea granulaţiei); structura şi textura (rezistenţa creşte cu fineţea structurii cristaline); gradul de fisurare, stratificaţia şi clivajul influenţează semnificativ tăria; adâncimea (starea de compresiune triaxială schimbă caracterele plastice). Factorii tehnici: natura solicitării (aspectul deformaţiilor arată o comportare diferită la tracţiune, compresiune, încovoiere şi forfecare, σt < τ < σî < σc , cu σt/σc = 1/20…1/35; τ/σc = 1/6…1/13; σî/σc = 1/3…1/10); durata de acţionare (rezistenţa scade cu durata); viteza de aplicare (tăria creşte cu viteza); factorul de scară (odată cu creşterea dimensiunilor liniare ale eşantionului supus dislocării creşte brusc rezistenţa la compresiune).

Duritatea rocilor (rezistenţa la pătrundere prin zgâriere, roadere, comprimare lentă, şoc elastic) – se disting duritatea agregativă (a rocii) şi duritatea mineralelor componente (absolută); prima influenţează viteza de avansare a sculei de dislocare, cea de-a doua durata de uzură a elementelor active ale sapei sau carotierei.

Mohs a alcătuit o scară a durităţii rocilor monominerale de la 1 la 10. Vickers a stabilit gradarea durităţii pe bază măsurării suprafeţei imprimate pe rocă prin poansonare cu vârf de diamant, iar Rossiwel a folosit o pulbere de corindon pentru şlefuirea rocilor şi pe baza pierderii în greutate a stabilit o scară comparativă a durităţii (tab.1.1). Tabelul 1.1. Duritatea unor minerale.

Duritatea Duritatea Mineralul Mohs Vickers Rossiwel Mineralul Mohs Vickers Rossiwel Talc 1 2,4 0,03 Augit 5 - 6,5 Gips 2 36 0,25 Feldspat 6 800 37

Sare gemă 2 - Peridot 6 - Calcit 3 110 Cuarţ 7 1 120 120

Marmoră 3 - Topaz 8 1 400 175 Anhidrit 3 - 4,43 Corindon 9 2 000

Serpentin 3 - Alumină 9 - 1 000 Fluorină 4 190 5 Diamant 10 10 000 14 000 Apatită 5 540 6,5

La rocile poliminerale duritatea se determină prin mai multe metode: Schreiner - pătrunderea prin apăsare a unui poanson cilindric într-un element de rocă cu suprafaţa plană bine şlefuită (sarcina creşte treptat iar deformaţia la fiecare sarcină se lasă să se producă până la capăt); valoarea durităţii: pp = Fp/A este dată de raportul sarcină pe suprafaţa poansonului; Hertz – imprimarea suprafeţei plane a eşantionului cu o lentilă executată din acelaşi material;


16

p = 6F/πD2, cu D diametrul lentilei; Schor - lovirea mostrei cu un percutor ce cade de la o înălţime h1, acesta ricoşază revenind la o înălţime h2; duritatea p = ak, unde a este constanta aparatului şi k = h1/h2.

Duritatea depinde de aceiaşi factori naturali şi tehnici de care depinde şi rezistenţa (cu specificaţia că efectul de viteză la aplicarea sarcinii are un caracter mult mai pronunţat – în sensul creşterii rezistenţei).

Abrazivitatea – capacitatea rocilor şi a detritusului de a uza prin frecare şi zgâriere elementele de tăiere şi matricea instrumentelor de dislocare; contactul suprafeţelor se realizează prin microasperităţile acestora (rugozitate) şi are un caracter mixt: aderenţă mecanică (zgâriere) în unele puncte, iar în altele aderenţă moleculară (frecarea); este o însuşire relativă influenţată de duritatea, mărimea, forma şi felul de aşezare a particulelor, tăria, clivajul, porozitatea, precum şi de natura cimentului de legătură. Detritusul fin are numai efect de polizare cu rol determinant (vidia polizată capătă duritate superficială ridicată – exfoliere, diamantele polizate îşi pierd capacitatea de tăiere. Abrazivitatea rocilor este determinată în funcţie de condiţiile tehnice în care are loc contactul rocă-instrument de dislocare: coeficientul de frecare scade cu gradul de umectare a suprafeţelor şi creşte cu viteza de alunecare, cu creşterea temperaturii peste 200o C şi cu creşterea presiunii normale până la atingerea durităţii rocii.

Forabilitatea rocilor – indicator cu care se apreciază gradul de dificultate al dislocării şi sfărâmării rocilor (de el vor depinde cheltuielile şi durata forajului); prin exprimarea sa valorică se reflectă constituţia şi tăria rocilor sub formă de consum de energie necesar la dislocare.

1.2.3. Clasificarea rocilor Gruparea rocilor după una sau mai multe însuşiri comune stă la baza întocmirii programelor de lucru, la elaborarea normelor de consum şi de lucru pentru brigăzile de foraj.

Criterii de clasificare:

– geologice (geneză, vârstă);

– tehnice (în construcţii magistrale);


17

– geologo-tehnice (după proprietăţile fizico-mecanice, coeficientul de tărie, compoziţie mineralogică, caracteristici petrografice).

Clasificarea rocilor după proprietăţile mecanice este prezentată în tabelul 1.2.

Tab. 1.2. Clasificarea rocilor după proprietăţile mecanice.

Elasticitatea Categoria 1 2 3 4 5 6 7 8 E 10-9N/m2 <2,5 2,5…5 5…10 10..25 25..50 50..75 75..100 >100

Duritatea Categoria 1 2 3 4 Grupa I

(slabe) pp 10-6N/m2 <100 100…250 250…500 500…1000 Categoria 5 6 7 8 Grupa II

(medii) pp 10-6N/m2 1000…1500 1500…2000 2000…3000 3000..4000 Categoria 9 10 11 12 Grupa III

(tari) pp 10-6N/m2 4000…5000 5000…6000 6000…7000 >7000 Plasticitatea

Clasa Fragile Plastico-fragile Plastice Categoria 1 2 3 4 5 6

k 1 1…2 2…3 3…4 4…6 6…∞ Valorile lui k pentru unele roci

Roca Argile Argile şistuase

Gresii şi alevrolite

Anhidrite Calcare Dolomite Silex

k ∞ 1,3…3,3 1,3…4,3 2,9…4,3 1,5…7,0 1,5…6,0 1,0…2,3

În cadrul metodei Schreiner (pătrunderea poansonului cilindric) se determină caracteristicile mecanice ale rocilor cu ajutorul curbei caracteristice astfel:

– modulul de elasticitate E = (1- ν2) Fp /(d he);

– duritatea Hp = Fp /A (A este aria poansonului); la rocile plastico-fragile şi cele plastice duritatea este dată de limita de curgere Ho = Fo /A;

– plasticitatea este exprimată prin valoarea coeficientului energetic de plasticitate k = Lp /Le (raportul dintre energia corespunzătoare deformaţiilor din momentul ruperii rocii şi cea a deformaţiilor elastice); Lp = aria OABC şi Le = aria ODE (fig.1.4, b).

La roci, în funcţie de comportare, dislocarea prin pătrundere se produce astfel:

– roci fragile (în trei faze după R. M. Eigeles): 1 – formarea unei fisuri inelare conice pe conturul suprafeţei de contact a cărei adâncime creşte cu apăsarea pe poanson (fig.1.5, a); 2 – de la o valoare a apăsării fisura nu se mai extinde, iar roca din exteriorul conului pe măsură ce presiunea creşte va fi supusă la presiune laterală astfel că matricea conului supusă la compresiune triaxială tinde să se foarfece (fig.1.5, b); 3 – la o valoare critică pcr matricea se rupe, scade presiunea laterală, poansonul coboară pe o anumită adâncime (fig.1.5, c);


18

– roci cu porozitate mare – influenţa fenomenului de tasare;

– roci plastice – roca din jurul poansonului se deformează local, adâncimea de pătrundere este nelimitată fără apariţia urmelor de dislocare fragilă; pătrunderea mai depinde de durata acţiunii şi de viteza de lovire (maximul pătrunderii se produce peste un timp tcr cu atât mai mare, cu cât viteza de lovire este mai mare).

1.2.4. Procesul de dislocare mecanică a rocilor Dislocarea rocilor prin foraj se produce prin pătrunderea sub apăsare şi deplasarea (rotire) părţilor active ale sculelor de lucru în urma cărora apar tensiuni normale (întindere sau compresiune) ce provoacă ruperea sau sfărâmarea rocii, respectiv tensiuni tangenţiale (forfecări, alunecări şi desprinderi) tensiuni care apar simultan şi provoacă în rocă o stare de solicitare complexă.

Pe curba adâncime de pătrundere-apăsare specifică se disting trei domenii de dislocare (fig.1.6):

OA – domeniul deformaţiilor elastice – dislocarea este superficială (erodare), p ≤ po;

AB – domeniul deformaţiilor plastice – în rocă apar fisuri, dar acestea sunt insuficient dezvoltate pentru a se produce dislocarea la o primă acţiune, de aceea sunt necesare acţiuni repetate, po ≤ p ≤ pcr;

BC – domeniul de rupere – se atinge duritatea rocii – dislocarea este volumică şi se produce de la prima acţiune, p > pcr.

Procesul dislocării volumice diferă în funcţie de tipul de rocă:

- rocile fragile: dislocare discontinuă, în salturi;

Fig.1.5. Mecanismul dislocării prin pătrunderea poansonului

cilindric.


19

- rocile plastice:

– pur plastice: pătrunderea elementului de dislocare pe orice adâncime;

– elasto-plastice: la o anumită adâncime de pătrundere curgerea plastică trece în dislocare fragilă; (dislocarea se produce la apăsări mai mici decât apăsarea critică fie datorită unor acţiuni repetate, fie în cazul unei acţiuni prelungite – datorită fenomenului de oboseală; acest tip de dislocare are caracter volumic dar este ineficient pentru forajul actual).

1.3. Noţiuni de mecanica rocilor cu aplicabilitate în forajul sondelor

1.3.1. Starea de tensiuni – reprezentarea lui Mohr a) Compresiune monoaxială: într-un bloc prismatic supus la o forţă axială verticală F1 aplicată pe suprafaţa S1 se vor dezvolta eforturi unitare (forţe infinitezimale) σ1 = F1/ S1 distribuite pe straturi orizontale. Pentru o altă orientare a stratelor (după principiul descompunerii unei forţe pe un plan înclinat) se defineşte o componentă normală σn şi o alta tangenţială τ a efortului unitar (v. fig. 1.7).

Se pot determina componentele normală şi cea tangenţială pentru orice orientare a suprafeţelor care fac un anumit unghi α, (fig. 1.7, b) cu suprafaţa orizontală. Reprezentate în coordonate carteziene, în ordonată efortul de forfecare iar în abscisă efortul normal, se demonstrează că punctul reprezentativ M va descrie un cerc de diametru Oσ1 în sens trigonometric şi cu un unghi 2α la centrul cercului (fig.1.7, c). Această reprezentare este denumită MOHR şi se poate generaliza prin

Fig.1.6. Procesul de dislocare a rocilor elastico-fragile.


20

rotirea secţiunii în jurul axelor orizontale xx′ (cercul σ1, σ2), yy′ (cercul σ1, σ3) respectiv în jurul axei zz′ (cercul σ2, σ3) (fig.1.8.).

b) Compresiune triaxială: în toate corpurile la echilibru supuse la un sistem de forţe, există în fiecare punct 3 plane trirectangulare pe care se dezvoltă eforturi unitare doar normale σ1, σ2, σ3 denumite plane principale şi respectiv eforturi unitare principale.

Starea de tensiuni pe o faţetă oarecare care face unghiurile α, β şi γ cu planele principale este reprezentată printr-un punct P din interiorul unui triunghi curbiliniu; laturile triunghiului reprezintă frontiera tensiunilor posibile pe faţeta dată într-un câmp de tensiuni σ1, σ2, σ3 (tab.1.3);

Pe toată secţiunea apar eforturi unitare de forfecare, dar cel mai mare, denumit deviator (raza cercului lui MOHR), este egal cu 1/2 din diferenţa efortului normal maxim şi a celui minim (acest efort joacă un rol însemnat în mecanica rocilor şi este cel care provoacă ruperea rocilor);

Fig.1.7. Tensiuni monoaxiale – cercul lui MOHR.

a.

b.

c.


21

Se defineşte un efort unitar mediu σm = (σ1+ σ2+ σ3)/3, şi un efort unitar intermediar σ2.

Tabelul 1.3. Stările de tensiuni posibile. Starea de tensiuni Valorile eforturilor principale Monoaxială σ1 ≠ 0; σ2 = σ3 = 0 Triaxială reală σ1 ≠ σ2 ≠ σ3 Triaxială particulară σ1 ≠ σ2 = σ3 Izotropă σ1 = σ2 = σ3

1.3.2. Starea de deformaţie Sub efectul încărcării se va produce asupra corpului considerat pe lângă redistribuirea eforturilor elementare denumite tensiuni atât o tasare pe verticală (deformaţie axială – variaţie relativă a lungimii εx = ∆l/l), cât şi o umflare laterală (două deformaţii laterale εy şi εz). Deformaţia într-o direcţie reprezintă derivata parţială a deplasării pe direcţia respectivă (se presupune că deplasarea este o funcţie continuă pe volum, ipoteză neadevărată la scara granulelor din mediul poros al rocilor). Pentru roci într-o primă aproximaţie şi în situaţia că nu se atinge un domeniu prea ridicat al tensiunilor, deformaţiile sunt legate prin relaţii liniare de tensiuni cu ajutorul a doi coeficienţi: modulul de elasticitate YOUNG E şi coeficientul lui POISSON ν (εx = σx/E ; εy = εz = – νσx/E).

Fig.1.8. Generalizarea reprezentării MOHR pentru roci.


22

În paralel cu deformaţia longitudinală ε (contracţii sau extensii), definită anterior

şi exprimată în %, %o, sau de regulă în 10-6 (unitate denumită microdeformaţie)

sunt definite deformaţiile unghiulare γ (distorsiuni), exprimate cel mai frecvent în procente.

Pentru deformaţiile elastice (reversibile) relaţiile între eforturi şi deformaţii sunt:

εx = {σx - ν(σy + σz)}/E,γxy = 2(1 + ν)τxy/E,

εy = {σy - ν(σx + σz)}/E,γxz = 2(1 + ν)τxz/E, (1.2)

εz = {σz - ν(σx + σy)}/E,γyz = 2(1 + ν)τyz/E.

Se defineşte G = E/2(1 + ν) modulul de forfecare, iar deformaţia volumică ∆V/V ca sumă a celor trei deformaţii longitudinale

∆V/V = (1 - 2ν )(σx + σy + σz)/E, (1.3)

dacă mediul este izotrop

∆V/V = (1 - 2ν )3σ/E = σ/K = Cbσ, (1.4)

coeficientul de proporţionalitate 1/K între deformaţia volumică şi tensiuni este denumit compresibilitate Cb, iar K modul volumic (analogul lui E pentru volum).

1.3.3. Tipuri de comportare clasică (curba intrinsecă, ruperea) Comportare elastică – caracterul principal este reversibilitatea (roci cu deformaţii mici denumite de geologi competente);

Comportament elastico-fragil – caracter exploziv al ruperii pentru rocile foarte rezistente (rupere brutală cu explozie a eşantionului);

Comportament plastic (precedat de o mică fază elastică – elasto-plastice) – roci mai moi, mai puţin rezistente, ruperea este cu atât mai puţin brutală cu cât rocile sunt mai slabe (marne, argile foarte puţin compacte);

Comportament vâscoelastic sau elasto-vâsco-plastic – deformaţia nu apare imediat (sarea sau alte evaporite prezintă acest fenomen);

Comportament perfect plastic – marne şi argile foarte moi, practic fără vârf de rezistenţă dar cu posibilitatea apariţiei rapide a unei deformaţii permanente la o încărcare cvasi-constantă.


23

Pentru anumite roci se observă o ruptură de pantă (A) care rămâne crescătoare - ecruisaj pozitiv (fig.1.9, a) (se crează deformaţii permanente ce vor subzista chiar dacă eşantionul se descarcă) – BC, dar la reîncărcare materialul se va comporta ca un nou corp elastic – CD îmbunătăţit înainte de atingerea unei noi curbe de ecruisaj – DE. Acest tip de ecruisaj a fost observat în decursul exploatării zăcământului EMERAUDE. Faptul că descărcarea presiunii interstiţiale poate fi considerată ca o nouă reîncărcare la valoarea tensiunii efective pe o curbă de ecruisaj (CD) – cu panta curbei (efortul triaxial echivalent) mult mai abruptă faţă de cea corespunzătoare deformaţiilor plastice – pentru specialiştii de zăcământ, corespunde unei compresibilităţi a porilor foarte redusă.

O altă categorie de roci supuse la compresiune ajung la un maxim al curbei efort-deformaţie (rezistenţa la compresiune simplă în câmp monoaxial) după care valoarea se diminuează mai mult sau mai puţin sacadat – ceea ce corespunde la ruperea prin frecarea stratelor între ele până la distrugerea totală. Modele ale acestui tip de comportament, denumit ecruisaj negativ (fig.1.9, b) au fost propuse pentru descrierea comportamentului tunelelor ale căror pereţi se fisurează sau se prăbuşesc fără a fi posibilă o detectare a momentului când se produce ruperea.

Curba intrinsecă

a. b.

Fig.1.9. Comportarea elasto-plastică a rocilor supuse la eforturi monoaxiale.


24

În majoritatea aplicaţiilor inginereşti se caută delimitarea domeniului de tensiuni ce poate fi suportate de o rocă fără apariţia ruperii. Din cele prezentate se desprinde concluzia că tensiunea de forfecare maximă (crescătoare cu valoarea tensiunii normale medii) este determinantă în procesele de rupere. Prin încercări cu trei valori diferite de tensiuni se obţin serii de cercuri cu diametrul crescător a căror anvelopă se numeşte curbă intrinsecă – limită a domeniului de stabilitate a rocii (fig.1.10). Parametrii foarte importanţi ce apar pe aceste curbe experimentale: intersecţia cu axa efortului de forfecare – reprezintă rezistenţa la forfecare (denumită încă coeziune), panta curbelor de altfel variabilă – denumit unghi de frecare internă φ. Curbele au forme foarte variabile (fig.1.11), asimilate de regulă cu parabole – foarte deschise cu unghiuri de frecare internă şi coeziuni foarte mari pentru rocile dure; mai închise pentru materialele mai moi, şi practic plate (φ = 0) şi coeziune foarte scăzută pentru argile şi soluri.

Observaţii:

Nisipurile au curba intrinsecă dreaptă (criteriul lui COULOMB); acest criteriu este des utilizat în cazul când una din tensiuni este foarte redusă – de notat anomalia nisipului de FRIGG (Marea Nordului) şi probabil multe alte nisipuri de zăcăminte petroliere situate la adâncimi importante – unghiuri de frecare internă foarte mari (50-60o), iar coeziune practic nulă – în comparaţie cu nisipurile din mecanica solurilor;

Pentru materialele poroase, cât timp creşte tensiunea medie în stare izotropă (în absenţa deviatorului), se produce o tasare progresivă a granulelor care vor luneca inperceptibil unele contra altora. Apare de fapt, un tip de microrupturi prin microlunecare (care se repartizează în masa rocii şi care nu evoluează către formaţia de benzi sau linii caracteristice de microruptură); acest tip de comportament apare la nivele înalte de confinare şi se reprezintă printr-o închidere a curbei intrinseci (fig.1.11). Fenomenul a primit mai întâi denumirea

Fig.1.10. Curba intrinsecă a rocilor (elemente caracteristice).


25

de colapsul porilor (foarte pregnant la cretă) şi este în parte responsabil de toate problemele de viituri de nisip, silt, de producţia de cretă.

În general curbele intrinseci pentru aproape toate categoriile de roci tind să se aplatizeze, cu alte cuvinte rezistenţa lor la forfecare tinde către o valoare constantă pe măsură ce efortul mediu şi temperatura cresc (cu adâncimea).

Moduri de rupere – influenţa presiunii şi a tipului de rocă (fig.1.12),

Fig.1.11. Curbele intrinseci şi cele de comportare mecanică pentru câteva tipuri de roci.


26

1.3.4. Tipuri de încercări de laborator a) Încercări de deformabilitate: se determină E şi ν pentru corpurile izotrope; E1, E2, ν1, ν2, G12 pentru corpurile stratificate (orthotrope); 21 de constante pentru medii complet anizotrope;

b) Încercări de rezistenţă macroscopică:

Monoaxială – ruperea survine fie brutal, fie cu planuri de alunecare – aceasta este rezistenţa la compresiune simplă sau la tracţiune (modul I – fig.1.12; 1.13); Triaxială reală (3 eforturi diferite) – efortul maxim de forfecare condiţionează ruperea (modul II – fig.1.12; 1.13);

Fig.1.13. Corelaţiile tensiunilor pentru diferite moduri de rupere ale rocilor.

Fig.1.12. Influenţa creşterii presiunii şi a tipului de rocă asupra modului de rupere.


27

Triaxial particular (Oedometric) – tasare axială cu neglijarea efectelor induse lateral: εr = 0 (deformaţia radială); σx = σy = νσz/(1 – ν).

1.3.5. Starea de tensiuni in situ Este vorba de starea de tensiuni, în vârful masivelor de roci şi în profunzime, abordată de tectonica modernă bazată pe teoria plăcilor.

Starea de tensiuni pentru un corp omogen încărcat vertical prin propria greutate şi a cărui deformaţie laterală (orizontală) este nulă: în ipoteza că Oz este axa verticală şi cele două componente orizontale σx = σy = Q, iar σx(1 - ν) = νσz fie P = σz, (σh = Q, respectiv σv = P); Q/P = ν/(1 – ν). Pentru ν = 0,25 ⇒Q = 0,3 P (ceea ce este fals în realitate).

În practică este imposibil de măsurat starea reală de tensiuni în situ de aceeea se admite:

– la adâncime mică (10…15 m) prin procedeul de subcarotaj, după ce se face o gaură cilindrică, cu carotiere tridirecţionale se carotează (după relaxarea rocilor) şi se măsoară deformaţia indusă;

– la adâncime de cca 70 m se măsoară cele două componente orizontale printr-un procedeu analog cu cel amintit dar se ia probă numai din talpă;

– în galerii se face o relaxare a pereţilor laterali şi se restabilesc tensiunile cu ajutorul unor cilindrii hidraulici; procedeul nu a fost aplicat încă la pereţii găurii de sondă dar este de aşteptat să dea rezultate bune în roci omogene;

– fracturarea hidraulică este singurul procedeu utilizabil la mare adâncime; acest procedeu nu dă decât valoarea tensiunii minime σ0 min (se presupune că este orizontală); dacă la testul de minifracturare se obţine un vârf de presiune se poate deduce σ0 max, însă direcţia acestora rămâne o necunoscută;

– cercetările recente constau în examinarea ovalizării găurii de sondă după eliminarea fenomenelor parazite (ovalizare de uzură, găuri de cheie) fără a ţine seama de ovalizarea de ruptură, considerată a fi provocată de o componentă majoră normală pe axa mare a elipsei (ovalului).

Stări de tensiuni ce pot fi luate în considerare

Se constată existenţa unei mari varietăţi de stări de tensiuni la toate adâncimile – componente verticale mari, dar au fost constatate şi stări cu componente


28

orizontale foarte ridicate la adâncimi reduse; evaluarea se rezumă la încadrarea raportului Q/P;

– cu creşterea valorii tensiunii medii şi a temperaturii toate curbele intrinseci ale rocilor tind să se aplatizeze – când se merge către un domeniu de tensiuni ridicate tensiunea de forfecare a rocii nu creşte proporţional (diametrul cercului lui Mohr tinde către o valoare constantă C), raportul tensiunilor extreme σ1/σ3 → (σ3 + C)/ σ3 tinde către 1 (C << σ3), situaţie valabilă pentru roci ale căror curbe intrinseci sunt plate (argile, sare şi alte evaporite); se admite deci pentru sare şi argile plastice Q/P ~ 1;

– în raport cu o situaţie “medie” câmpurile de tensiuni se pot schematiza arbitrar:

Q/P < 0,5 câmp vertical excepţional (fig.1.14, a);

a.

b.

c.

Fig.1.14. Schematizarea câmpurilor de tensiuni din masivul de rocă (Sv = P).


29

0,5 < Q/P < 2 situaţie medie (fig.1.14, b); Q/P > 2 câmpuri orizontale ridicate (laterale) (fig.1.14, c).

1.3.6. Mecanica rocilor – aplicaţii Metode de evaluare (în foraj):

Bază de date (forajul de referinţă–structural), eforturi impuse: densitate noroi, parametrii de foraj, manevre, incidente: prinderi, ţineri, reforaj, depuneri, forma găurii de sondă: diagrafii diferite, pandajmetrie, sonoscopie.

Urmări geomecanice: aprecierea comportament-tip rocă, efecte termice, “dărâmături”: formă, volum, data apariţiei;

Interpretări geomecanice: rupere, anizotropie, fluaj, uzură, efecte termice, manevre, structura geologică – cauze esenţiale;

Parametrii determinanţi şi remediile propuse: parametrii de foraj, natura şi densitatea noroiului, programul de circulaţie; traiectul programat – teste în sonde noi (măsurători), cercetare de laborator (modele fizice, observaţia comportamentului real), cercetări teoretice – mecanismele de rupere (rupere elasto-plastică, solicitarea termică, efecte fizico-chimice, efecte de curgere).

Aplicaţii în foraj

Obiective: identificarea mecanismelor esenţiale ale ţinerilor şi ruperilor în pereţii sondei (eliminarea/atenuarea incidentelor de foraj), respectiv la nivelul frontului de tăiere (evitarea incidentelor la talpa sondei, ameliorarea dislocării şi forabilităţii).

Cauzele instabilităţii

a. Starea de tensiuni in-situ: a1, a2 tensiuni excesive (1 roci izotrope, 2 roci anizotrope); a3 roci insuficient relaxate (existenţa de falii, domuri de sare) – incidente probabile legate de modurile de rupere, rolul densităţii noroiului de foraj (fig.1.15), cuplurile azimut-înclinare şi dificultăţile cauzate de zonele critice;

b. Tipul de roci: b4 sarea (fluajul); b5 argile, b6 marne moi (anizotropie, depletări, fizico-chimia argilelor (umflare), subcompactizare); b7 cretă (rupere/spargere – scheletul/fluaj); b8 nisipul-siltul (coeziune slabă, hiper-compactizare); b9 heterogeneitate; b10 calcare, dolomite (materiale fracturate, roci eruptive etc.);


30

c. Modul de operare (manevre) şi tehnologice (curgerea fluidelor): c11 pistonaj c12 dezechilibrul presiune anormală/densitate noroi (fig.1.15); c13 teste de producţie;

d. termice: d14 instantanee, d15 diferite (oprirea circulaţiei) – incidente: 10o C de răcire ∼ 25 puncte de creştere a densităţii pentru stabilitate (fig.1.15), fără alte inconveniente (afectarea stratului productiv, viteza de avansare);

e. caracteristice forajului: e16 uzură (gaură de cheie); e17 foraj cu aer; e18 fluide pe bază de petrol; e19 forme speciale de sape etc.

Metodele de lucru presupun separarea, identificarea cauzelor principale ale instabilităţii; analiza eficacităţii mijloacelor clasice; propunerea, testarea de soluţii noi.

Exemple de probleme pentru foraj sunt: a3 + b5 + c11 + d15 + … Etapa I: diagnoza este esenţială (b5); secundară (d15);

Etapa a II-a: remedii – densitatea fluidului (creştere sau nu), inhibarea reactivităţii argilelor, prevederea răcirii noroiului, atenţie la pistonaj (la manevre)

Fig.1.15. Efectele temperaturii şi densităţii asupra stabilităţii sondei.

31

2. Procesul de forare a sondelor de petrol şi gaze

2.1. Generalităţi Sonda este o construcţie minieră realizată în scoarţa terestră printr-un complex de lucrări (foraj) şi are ca elemente primare: gura/talpa sondei, gaura/peretele sondei în faza de foraj propriu-zis (dislocarea rocii şi evacuarea detritusului rezultat la suprafaţă) urmată la anumite intervale de adâncimi de consolidare prin operaţiile de tubare şi cimentare.

Dislocarea la talpă se execută cu sape de foraj (pe talpă circulară) sau cu cap de carotieră (pe talpă inelară), iar legătura dintre acestea şi instalaţia de suprafaţă se realizează cu garnitura de foraj (ansamblu de prăjini tubulare). Spălarea tălpii şi evacuarea detritusului se face prin circulaţie de fluid de foraj (noroi).

Instalaţia de foraj permite, prin subansamblele componente, (sistemul de acţionare, sistemul de manevră, sistemul de rotire şi sistemul de circulaţie) realizarea în condiţii de securitate (sistemul de prevenire a erupţiilor) a operaţiilor necesare execuţiei unei sonde.

2.2. Structura procesului de foraj Conceperea arhitecturii unui foraj este efectuată sub responsabilitatea departamentului de foraj în mai multe etape sintetizate prin pregătirea unei documentaţii generale compusă din:

– propunerea forajului (raportul geologic);

– raportul de implantare;

– programul de foraj şi de tubare;

Procesul de forare a sondelor de petrol şi gaze

32

Raportul geologic (documentul de bază care odată stabilit dă posibilitatea forării unei sonde) defineşte: locaţia sondei (amplasamentul forajului, coordonatele, altitudinea sau adâncimea de apă la forajul off-shore), obiectivele forajului (tipul, importanţa, adâncimea estimată) şi cuprinde datele de bază: geologice, geofizice, sonde de corelare, dificultăţi şi restricţii impuse.

Acest document diferă în funcţie de scopul forajului (de explorare sau de dezvoltare) şi trebuie să pună în evidenţă deciziile de luat pe parcurs dacă se are în vedere faptul că anumite operaţii necesită intervale importante de timp (pregătirea terenului şi alegerea aparatului de foraj). În aceeaşi măsură documentul iniţiază studii economice pentru confirmarea fezabilităţii proiectului şi emite o decizie tehnico-economică pozitivă sau negativă legată de execuţia forajului respectiv.

Raportul de implantare se elaborează după ce decizia de foraj a fost luată. Acesta este un document de tip “caiet de sarcini” care cuprinde ansamblul de operaţii de executat şi care permite determinarea bugetului de operare. Este rezultatul şi momentul de stabilire a profilului de colaborare a diferitelor departamente concertante (explorare, zăcământ, foraj, producţie).

Capitolele principale ale raportului de implantare sunt:

– situaţia geografică, – scopul forajului şi obiectivele petroliere (amintirea datelor de bază sau a

obiectivelor definite la propunerea forajului şi care au fost modificate sau completate pe parcursul studiului),

– cadrul geologic şi cel geofizic, – programul de foraj şi de tubaj, – programul de diagrafii (carotaje geofizice), – programul de carotaj mecanic şi de teste diferite de foraj, – programul de teste de producţie şi de studiu a eşantioanelor prelevate.

Tot acest raport permite definirea necesarului de: personal (operator + auxiliar), materiale (aparat de foraj, etc.), servicii, consumabile.

Programul de foraj şi de tubaj, legat de secţiunea geologică dată, este documentul esenţial care permite să se prevadă cum şi cu ce mijloace va fi realizată sonda. Previziunile legate de estimarea preţului forajului sunt în general consemnate în programe adiţionale raportului de implantare: programul de sape de foraj (diametrele definite în programul de foraj se corelează cu tipul de sape prin studii de forabilitate ale formaţiunilor ce urmează a fi traversate; prin analiza performanţelor anterioare se pot deduce vitezele de avansare, calitatea, numărul


33

şi metrajul sapelor); programul fluidelor de foraj defineşte tipurile şi caracteristicile fluidelor folosite pe fază de foraj, transformarea posibilă a acestora/îngreuierea. Programul de fluide depinde de geologie, de arhitectura, de obiectivele forajului, de măsurătorile şi operaţiile indispensabile la nivelul formaţiunii productive. Se determină volumele şi debitele necesare care, la rândul lor, vor ghida alegerea aparatului de foraj şi calculele consumurilor în produse (de noroi, de apă, de petrol). Restricţia ecologică devine un factor determinant pentru alegerea tipului de noroi.

Fig. 2.1. Schema forajului rotary cu antrenare de la suprafaţă.


34

2.3. Forajul rotary Este principala metodă de foraj a sondelor de petrol şi gaze şi constă în folosirea de scule de dislocare cu dinţi de tipul cu trei conuri, sau monobloc – scule cu diamante sau PDC, asupra cărora se lasă o anumită sarcină axială (greutate) şi sunt antrenate cu o anumită viteză de rotaţie. Avantajul acestei metodei constă în posibilitatea injectării de fluid la nivelul sapei (în curent descendent) pentru îndepărtarea detritusului rezultat şi antrenarea acestuia la suprafaţă (în curentul ascendent).

La o sondă forată rotativ echipamentul aferent este necesar să îndeplinească trei funcţiuni principale (fig.2.1 şi fig.2.2): 1 – apăsare pe sapă; 2 – rotaţie la sapă; 3 – circulaţie de fluid.

Fig. 2.2. Aparatul de foraj cu principalele subansamble.


35

Operaţii principale la forajul unei sonde:

forajul propriu-zis este operaţia de bază; din cadrul echipei de lucru este ocupat minimul de personal: sondorul şef se află la comanda troliului; masa rotativă antrenează sapa de foraj prin intermediul ansamblului garnitură de foraj; apăsarea pe sapă Gs este diferenţa între greutatea în cârligul macaralei cu sapa suspendată Ggf şi cea cu sapa pe talpă (această diferenţă se citeşte pe indicatorul de greutate Martin Decker (fig.2.3) şi se menţine constantă prin reglarea frânei troliului astfel încât prăjina de antrenare să coboare cu o viteză egală cu viteza de avansare a sapei) (fig. 2.4); viteza de rotaţie şi debitul de noroi sunt în general fixe, sondorul şef controlează şi ajustează valorile urmând programul de foraj şi urmăreşte în permanenţă presiunea de refulare a pompelor.

Operaţiile de manevră – adăugarea bucăţii de avansare: succesiunea de operaţii executate este prezentată în figura 2.5;

– dacă sapa este uzată sau dacă s-a atins adâncimea dorită trebuie extrasă garnitura de foraj în totalitate fie pentru schimbarea sapei, fie pentru introducerea unei coloane de tubare; prima operaţie este cea de dezgăţare a capului hidraulic

Fig.2.4. Realizarea apăsării pe sapă.

Fig.2.3. Indicatorul de greutate.


36

din cârlig după ce ansamblul prăjină de antrenare-cap hidraulic (în permanenţă legat la pompe prin furtunul de foraj) a fost deşurubat din garnitură şi retras la gaura de refugiu; se închide elevatorul sub racordul primei prăjini de foraj, se ridică garnitura de foraj pe înălţimea unui pas (trei bucăţi), se prinde cea de-a patra prăjină prin intermediul penelor de foraj în locaşul conic al mesei rotative, se deşurubează cu ajutorul cleştilor şi pasul se depozitează în turla de foraj; se repetă operaţia până ce întreaga garnitură de foraj este extrasă din sondă (fig.2.6).

De remarcat că în timpul manevrei nu se poate roti garnitura de foraj şi nu se poate circula fluid (pentru aceasta trebuie remontat ansamblul prăjină de antrenare-cap hidraulic). Acest inconvenient a fost eliminat la instalaţiile moderne de foraj prevăzute cu cap hidraulic motor (power suiwell)/Top drive.

Tubajul este operaţia de introducere a unei coloane de burlane când forajul a atins adâncimea prevăzută pentru faza respectivă. Datorită jocului relativ redus dintre coloană şi sondă rotirea este aproape imposibilă, iar manevra constă doar în coborârea prin adăugarea bucată cu bucată a burlanelor de tubare. La final, după introducerea coloanei, prin circulaţie directă (de regulă) se plasează pasta de ciment în spatele coloanei pe intervalul ce trebuie izolat.

Montarea capului de sondă – definitivarea consolidării se realizează prin montarea a diverse echipamente de suspendare şi de etanşare la partea superioară a coloanei. Ansamblul cap de sondă permite şi montarea prevenitoarelor (obturatoarelor) echipate lateral cu conducte de înaltă presiune denumite linia de omorâre (kill line)/linia manifoldului de erupţie (chock line). Sunt necesare o serie de teste în presiune pentru verificarea etanşeităţii coloanei, a capului de

Fig. 2.5. Succesiunea operaţiilor la adăugarea bucăţii de avansare.


37

sondă, a prevenitoarelor (BOP). Odată securitatea sondei asigurată, faza următoare de foraj se poate derula.

Completarea este operaţia care succede tubajul ultimei coloane (de exploatare)

şi constă în echiparea sondei pentru extracţie: packer, ţevi de extracţie (tubing), valvă de securitate, etc. Frecvent, în prealabil, se execută operaţii legate de ansamblul strat-sondă: perforare, acidizare, fisurare hidraulică, etc. Aceste lucrări sunt executate curent de echipa de foraj dar tehnica legată de ele ţine mai mult de domeniul producţiei.

Fig.2.6. Manevrarea unei garnituri de foraj.

38

3. Garnitura de foraj

3.1. Componenţă Garnitura de foraj (drill steam) este un arbore rotitor-hidroconductor care asigură legătura mecanică dintre instalaţia de suprafaţă şi instrumentul de dislocare. Funcţiunile principale sunt: transmite sapei energia necesară dislocării rocilor; ghidează şi controlează traiectoria sapei; aplicarea unei forţe de compresiune (apăsare – WOB) pe sapă; permite circulaţia fluidului de foraj în condiţii de căderi de presiune minime.

Generalităţi. În figura 3.1 este prezentat ansamblul unei garnituri de foraj. Elementele principale ale echipamentului de fund sunt: prăjinile grele (drill collar), prăjinile de foraj (drill pipe) şi elemente auxiliare compuse din: stabilizatori, amortizoare de şoc, racorduri (reducţii) diverse; la suprafaţă garnitura de foraj este suspendată în cârlig prin intermediul capului hidraulic, iar antrenarea în rotaţie se realizează cu prăjina de antrenare

Fig.3.1. Ansamblul garniturii de foraj.

Garnitura de foraj

39

(kelly); două canale de securitate permit închiderea interiorului garniturii de foraj.

Prăjinile grele, în principal, constituie un lest de oţel a cărui masă furnizează apăsarea pe sapă şi sunt supuse la restricţii multiple (diametrul de foraj, căderi de presiune minime posibile, facilităţi de întreţinere şi transport, rezistenţă la flambaj, rigiditate).

Dimensiuni. (tab.3.1) Diametrul exterior este cuprins între un minim (legat de rigiditatea ansamblului) şi un maxim (în funcţie de diametrul forajului, posibilitatea de instrumentaţie sau frezare, viteza admisibilă de ridicare a fluidului în spaţiul inelar, riscul de prindere prin lipire diferenţială).

Tabelul 3.1. Prăjini grele de foraj. Diametrul exterior,

D Diametrul interior, d Lungimea,

L Diametru la

chanfren, DF Destinaţie

(conexiune+ diametru)

(in)

(mm) +1/16 (in) +1,6

(mm) ±0,15 (m)

±0,4 (mm)

NC23-31 3 1/8 79,4 1 1/4 31,8 9,1 76,2 NC26-35 (2 3/8 IF) 3 1/2 88,9 1 1/2 38,1 9,1 82,9 NC31-41 (2 7/8 IF) 4 1/8 104,8 2 50,8 9,1 100,4

NC35-47 4 3/4 120,7 2 50,8 9,1 114,7 NC38-50 (3 1/2 IF) 5 127,0 2 1/4 57,2 9,1 121,0

NC44-60 6 152,4 2 1/4 57,2 9,1/9,4 144,5 NC44-60 6 152,4 2 13/16 71,4 9,1/9,4 144,5 NC44-62 6 1/4 158,8 2 1/4 57,2 9,1/9,4 149,2

NC46-62 (4 IF) 6 1/4 158,8 2 13/16 71,4 9,1/9,4 150,0 NC46-65 (4 IF) 6 1/2 165,1 2 1/4 57,2 9,1/9,4 154,8 NC46-65 (4 IF) 6 1/2 165,1 2 13/16 71,4 9,1/9,4 154,8 NC46-67 (4 IF) 6 3/4 171,5 2 1/4 57,2 9,1/9,4 159,5

NC50-70 (4 1/2 IF) 7 177,8 2 1/4 57,2 9,1/9,4 164,7 NC50-70 (4 1/2 IF) 7 177,8 2 13/16 71,4 9,1/9,4 164,7 NC50-72 (4 1/2 IF) 7 1/4 184,2 2 13/16 71,4 9,1/9,4 169,5

NC56-77 7 3/4 196,9 2 13/16 71,4 9,1/9,4 185,3 NC56-80 8 203,2 2 13/16 71,4 9,1/9,4 190,1

6 5/8 REG 8 1/4 209,6 2 13/16 71,4 9,1/9,4 195,7 NC61-90 9 228,6 2 13/16 71,4 9,1/9,4 212,7

7 5/8 REG 9 1/2 241,3 3 76,2 9,1/9,4 223,8 NC70-97 9 3/4 247,7 3 76,2 9,1/9,4 232,6

NC70-100 10 254,0 3 76,2 9,1/9,4 237,3 NC77-110 11 279,4 3 76,2 9,1/9,4 260,7

Tabelul 3.2. Alegerea diametrului prăjinilor grele. Diametrul prăjinilor grele, (in) Diametrul sapei, (in)

Exterior Interior 24…12 1/4 9 1/2 3

9 7/8 7 3/4…8 2 13/16 8 3/4…8 1/2 6 3/4 2 13/16

6 3/4…6 4 3/4 2 1/4

Materiale. Aliaje pe bază de crom molibden călite şi revenite cu limita elastică minimă de 785 MPa (prăjini grele de 3 1/8…6 7/8 in), respectiv 689 MPa (7…10 in); aliaje amagnetice pentru executarea forajelor direcţionale (Monel cu

Garnitura de foraj

40

peste 60% nichel – foarte scump şi cu puternică tendinţă de gripaj a filetelor, aliaj austenitic de fier cu crom-magneziu).

Profile de prăjini grele circulare uniforme (slick – fig.3.2) – pentru manevrare reclamă înfiletarea de suveie speciale de manevră şi fixarea colierului de siguranţă la suspendarea în masa rotativă; profil ZIP – prevede două degajări (una pentru pene şi una pentru elevator), durificarea superficială a umerilor şi

armarea zonelor de uzură; spirale – pentru reducerea riscului de prindere prin lipire diferenţială şi creşterea suprafeţei de curgere în zona prăjinilor grele; patrate – foarte rigide, asigură o bună ghidare a sapei (jocul prăjini-sondă este de 1/32") însă sunt foarte scumpe. În general, la forajul sondelor, se preferă folosirea de prăjini grele cilindrice supradimensionate sau ansambluri de fund (BHA) cu stabilizatori multiplii.

Filetele de îmbinare (fig. 3.3) sunt de tip rotary cu umăr de etanşare, standardizate după normele API, conice (creşte rezistenţa îmbinării, o mai uşoară şi rapidă asamblare-dezasamblare, auto-aliniere). În perioada de debut a forajului rotativ filetele erau de tip normal (Regular – REG). Pe parcursul timpului, odată cu evoluţia în tehnică, au apărut filetele FH (Full Hole – largi), IF (Internal Flush – uniform) şi NC (Numbered Connection – acestea sunt normele actuale pentru dimensiunile nominale curente). Umerii filetului transmit marea majoritate a tensiunilor la care sunt supuse prăjinile grele şi constituie singura etanşare metal/metal faţă de presiunea interioară din garnitura de foraj. Momentul de strângere asigură pretensionarea de compresiune necesară. Îmbinările filetate, supuse la încovoiere alternativă, obosesc şi după un anumit timp de funcţionare filetele prezintă amorse de ruptură sub forma unor micro-fisuri. Remediul constă în refiletarea prăjinii. Detectarea microfisurilor se face prin inspecţii magnetice sau cu raze ultraviolete.

Fig.3.2. Prăjini grele cilindrice.

Garnitura de foraj

41

Determinarea necesarului de prăjini grele. În figura 3.4 este prezentat principiul pe baza căruia se dimensionează tronsonul de prăjini grele:

sDC GSPSPP +=+ 12 . (3.1)

Cu notaţiile: L – lungimea prăjinilor grele, Lc – lungimea în compresiune a prăjinilor grele, d0 – densitatea oţelului, dn – densitatea noroiului, kp –

coeficientul de flotabilitate (0

1ddk n

p −= ) se determină:

pcncs kSdLddSLG 00 =−= )( , iar L = (1,1…1,2) Lc . (3.2)

Pentru evitarea unei diferenţe mari de rigiditate între prăjinile grele şi cele de foraj este recomandată (în special pentru diametrele de foraj mari) utilizarea de ansambluri telescopice de prăjini grele (dispuse de la sapă în ordinea reducerii rigidităţii). Un alt mod de protecţie mecanică a zonei critice (prăjinile de foraj de deasupra prăjinilor grele) îl constituie intercalarea de prăjini de foraj rigide (heavy-weight) – (fig.3.5).

Prăjinile intermediare în comparaţie cu prăjinile de foraj normale au: acelaşi diametru exterior, grosime de perete mult superioară, îngroşare în zona centrală şi lungime a racordurilor superioară; ele sunt mai grele şi mai rezistente la flambaj; la forajul direcţional contribuie substanţial la realizarea apăsării pe sapă.

Fig.3.3. Filetele prăjinilor grele: a – îmbinare; b – cep filetat; c – zone critice de rezistenţă

(ZB, ZP – la încovoiere, ZA, ZB – la tracţiune).

Garnitura de foraj

42

Ele sunt numite şi prăjini de foraj cu pereţii groşi, prăjini de trecere sau prăjini semigrele.

Racordurile acestor prăjini sunt mai lungi decât la prăjinile uzuale, ceea ce permite ca filetele să fie retăiate de mai multe ori. Ele sunt sudate prin frecare, dar există şi prăjini forjate dintr-o bucată. Atât racordurile, cât şi îngroşarea sunt armate cu materiale dure.

La dimensiuni mari, cepul şi mufa se construiesc cu degajări de tensiune, la fel ca şi prăjinile grele.

În România se construiesc prăjini intermediare de 3 1/2 in cu grosimea de 18,26 mm, 4 in (15,08 mm), 4 1/2 in (21,43 şi 25,4 mm) şi 5 in (25,4 mm), în două categorii de lungime.

Se construiesc şi prăjini intermediare cu canale spirale, cu sau fără îngroşare centrală, pentru a micşora suprafaţa de contact cu pereţii sondei.

Fig.3.4. Principiul de întrebuinţare a prăjinilor grele (secţiunea neutră).

Garnitura de foraj

43

Prăjinile intermediare se intercalează, 15 - 20 bucăţi, între prăjinile grele şi cele obişnuite ca să realizeze o trecere gradată de la rigiditatea mare a primelor la rigiditatea scăzută a celorlalte. Se diminuează, în acest mod, desele ruperi care au loc în această zonă din cauza oboselii.

La forajul sondelor cu înclinări mari sau cu extensie orizontală, prăjinile intermediare înlocuiesc parţial sau chiar total prăjinile grele. Asemenea ansambluri de fund, cu lungimi până la 1000 m, evident stabilizate, sunt mult mai elastice decât cele alcătuite din prăjini grele; având o suprafaţă de contact cu pereţii sondei mai redusă, se diminuează frecările şi se reduc momentele de rotaţie, ambele apreciabile la forajul dirijat. Sunt posibile, totodată, turaţii mai mari.

Prăjinile de foraj obişnuite sunt fabricate dintr-un tub de oţel laminat (fără sudură) ale cărui extremităţi sunt matriţate (ramforsate/îngroşate) în ceea ce se denumeşte upset . După forma îngroşării se disting: IU – internal upset; EU – external upset; IEU – internal -external upset. La capetele îngroşate ale tubului se ataşează prin sudură racordurile speciale (tool-joints) prevăzute cu filete tip rotary şi care permit îmbinarea dintre prăjini.

Prăjinile de foraj sunt ţevi cu lungimea de circa 9 m, terminate la un capăt cu cep şi la celălalt cu mufă, ambele filetate, pentru a fi îmbinate între ele (sunt compuse din trei elemente: prăjina propriu-zisă (corpul sau ţeava prăjinii) şi două detalii sudate la capetele ei (cepul şi mufa prăjinii – racordul special).

Iniţial, prăjinile pentru forajul rotativ au fost echipate cu racorduri înşurubate.

Fig.3.5. Prăjini de foraj: intermediare (heavy weight) şi obişnuite (cu racorduri sudate).

Garnitura de foraj

44

În prezent se construiesc numai prăjini cu racorduri sudate.

Prăjinile propriu-zise se fabrică prin laminare, capetele fiind îngroşate (ramforsate) prin presare ulterioară la cald.

După modul de îngroşare, se disting prăjini de foraj cu capetele îngroşate spre: - interior, notate cu IU (internal upset, în limba engleză); - exterior, notate cu EU (external upset); - interior şi exterior, notate cu IEU (internal-external upset).

Racordurile sunt forjate, tratate termic şi apoi prelucrate mecanic (strunjire, găurire, filetare). Ele se sudează la prăjini prin frecare şi presiune.

După detensionare şi debavurare, zona sudurii se normalizează pentru a-i reface proprietăţile metalurgice; tratamentul constă într-o călire rapidă urmată de revenire. Încălzirea zonei, pentru detensionare, călire şi revenire se realizează prin inducţie, cu curenţii de frecvenţă medie (500 - 800 Hz). Apoi prăjina se finisează în interior şi la exterior în zona sudurii.

În final, prăjina completă se controlează ultrasonic sau electromagnetic şi cu particule magnetice, mai ales în zona sudurii, se acoperă la interior cu lacuri de protecţie, i se măsoară lungimea, se cântăreşte, se marchează şi se protejează contra coroziunii.

Pentru acoperirea suprafeţei interioare se utilizează răşini epoxidice sau fenolice, diluate în solvenţi organici. Ele se pulverizează la 120 - 200

oC şi formează un

film de 0,1 - 0,2 mm. Acesta protejează prăjinile contra coroziunii şi micşorează rezistenţele hidraulice cu circa 20 %.

În general, prăjinile de foraj se fabrică din oţel slab aliat, cu mangan, cu mangan şi molibden, sau din oţel aliat, cu crom, mangan, molibden, vanadiu, nichel. Gama largă de oţeluri folosite este impusă de diversitatea condiţiilor de solicitare, determinate de: adâncime, diametrul sapei, mediu, temperatură, curbura sondei.

Institutul American de Petrol (API) a instituit pentru oţelurile folosite la prăjini nişte clase de rezistenţă, numite şi grade (tab. 3.3). Normele API impun caracteristicile mecanice pe care trebuie să la îndeplinească fiecare clasă de rezistenţă, limitează conţinutul de sulf (sub 0,06 %) şi cel de fosfor (sub 0,04 %), recomandă procedeele de elaborare a oţelurilor, în cuptoare Simens-Martin.

În medii acide cu hidrogen sulfurat se recomandă oţelurile E-75 şi X-95 cu limitele de variaţie a rezistenţei la curgere mai apropiate între ele (517- 620,

Garnitura de foraj

45

respectiv 655 - 760 N/mm2), duritatea mai scăzută şi alungirea la rupere (ductilitatea) mai mare.

Adâncimea de utilizare creşte cu raportul Rp0,2/ρm . Prima cale de creştere o constituie folosirea unor oţeluri cu rezistenţă ridicată, aliate şi îmbunătăţite. A doua cale o reprezintă utilizarea unor aliaje uşoare. În acest sens prezintă interes aliajele de aluminiu (densitatea 2750 kg/m3) şi de titan (densitatea 4500 kg/m3).

Prăjinile din aliaje de aluminiu sunt utilizate mai ales la forajul sondelor dirijate. Faţă de cele din oţel, prăjinile din aluminiu au unele avantaje: - la aceeaşi adâncime, se reduce sarcina la cârligul instalaţiei şi energia necesară pentru manevrare, creşte rezerva de tracţiune în cazul prinderii în gaura de sondă; - rugozitate mai mică decât cele din oţel (căderile de presiune se reduc); - modulul de elasticitate este mai redus (0,73 105 N/mm2 faţă de 2,06·105 N/mm2), prăjinile din aluminiu sunt mai flexibile: la aceeaşi rază de curbură, tensiunile de încovoiere sunt mai mici); gradul de oboseală se diminuează; din acest motiv, dar şi pentru că odată cu greutatea scade şi presiunea de contact laterală, prăjinile din aluminiu sunt convenabile la forajul dirijat şi la cel orizontal; - prăjinile din aluminiu sunt mai uşor de transportat şi de manevrat pe rampă şi pe podul sondei; - sunt amagnetice (permit măsurători de deviere prin interiorul lor cu înclinometre magnetice). În general se utilizează aliaje Al-Cu-Mg (cunoscute sub numele de duraluminiu) şi Al-Cu-Mg-Zn, eventual şi cu Mn şi Si.

Se construiesc două tipuri de prăjini din aliaje de aluminiu: - cu racorduri de oţel înfiletate la capete; - dintr-o bucată, cu cepul şi mufa tăiate în capetele îngroşate.

Ţeava prăjinii de aluminiu se fabrică prin extrudare. Racordurile sunt similare cu cele folosite la prăjnile din oţel, dar sunt de obicei mai lungi, ca să poată fi retăiate când se uzează filetul. Ele se înşurubează la capetele prăjinii cu un filet trapezoidal; etanşarea racord-prăjină se asigură printr-un triplu blocaj: frontal în capătul cepului prăjinii, pe filet şi pe o suprafaţă conică aflată în prelungirea filetului. Ataşarea are loc prin fretare: racordurile sunt încălzite la circa 400oC, în timp ce prăjina este răcită la interior cu apă sau cu azot lichid.

Garnitura de foraj

46

Prăjinile de foraj din aliaje de titan sunt destinate sondelor foarte adânci (peste 10 000 m), acolo unde temperatura limitează aplicabilitatea celor de aluminiu. Ele au raportul rezistenţă mecanică-densitate ridicat, sunt rezistente la oboseală, au o stabilitate termică mare şi sunt amagnetice. Au modulul de elasticitate mai mic decât oţelul (1,1·105 N/mm2 faţă de 2,06·105 N/ mm2), astfel că permit încovoieri mai accentuate.

Materiale pentru racorduri. Racordurile care echipează prăjinile de foraj se execută prin forjare, urmată de prelucrarea mecanică, călire şi revenire, încărcarea cu materiale dure, tăierea şi protejarea filetului.

Oţelurile aliate folosite pentru racorduri sunt practic independente de clasa de rezistenţă a prăjinilor. Rezistenţa celor două elemente - corpul prăjinii şi racordul - se armonizează prin modificarea dimensiunilor transversale ale racordului: prăjinile din oţeluri superioare au racorduri mai robuste.

În România, racordurile sudate se fabrică din oţeluri 36MoCrNi16 sau 40VMoMnCr10 (echivalente cu oţelurile AISI 4137 H şi 4140 H). După normele API, cerinţele minime sunt: limita de curgere Rp0,2 = 827 N/mm2, rezistenţa la rupere Rm = 965 N/mm2, alungirea 13 %, duritatea Brinell = 285.

În medii acide cu hidrogen sulfurat se folosesc oţeluri aliate cu molibden (0,75 %), niobiu (0,03 %), cu duritatea HRC limitată la 26 – 28 şi rezistenţa la curgere la 670 - 740 N/mm2.

Pentru a mări rezistenţa la uzură prin frecare cu rocile abrazive, suprafaţa exterioară a racordurilor este durificată prin călire superficială cu curenţi de înaltă frecvenţă (CIF), tratamente termomecanice (deformare plastică urmată de o călire cu apă) sau prin încărcarea cu materiale dure: carburi de wolfram granulare (de exemplu, relit).

Cu materiale dure se încarcă numai mufa racordului, prin mai multe benzi circulare. Carburile de wolfram sinterizate se află distribuite uniform într-o matrice de oţel, ca electrodă de sudură. Cu ajutorul unui arc electric, în atmosferă de gaze inerte, sau a unui jet de plasmă, liantul se topeşte şi granulele dure se depun pe suprafaţa racordurilor, în care sunt practicate de obicei nişte şanţuri. Se folosesc granulaţii fine (0,12 - 0,18 mm) sau grosiere (0,8 - 0,9 mm).

Peste stratul din carburi se depune, uneori, un strat metalic, mai moale, de exemplu bronz, pentru a proteja coloanele de burlane.

Garnitura de foraj

47

Caracteristicile prăjinilor de foraj. API a standardizat patru tipuri de oţel pentru toate dimensiunile de prăjini (tab.3.3).

Garnitura de prăjini standard este din oţel grad E; dacă rezistenţa acesteia devine insuficientă pentru continuarea forajului se adaugă prăjini din grade superioare (X, G sau S).

Tabelul 3.3. Caracteristicile oţelurilor pentru prăjini. Limita elastică Rezistenţa de rupere

Minimă Maximă Minimă Gradul MPa (psi) MPa (psi) MPa (psi)

E 517 (75 000) 724 (105 000) 690 (100 000) X–95 655 (95 000) 862 (125 000) 724 (105 000)

G–105 724 (105 000) 931 (135 000) 793 (115 000) S–135 931 (135 000) 1 138 (165 000) 1 000 (145 000)

Lungimea prăjinilor este standardizată de API în trei clase: range I (18…22 ft); range II (27…30 ft); range III (38…45 ft). La forajul petrolier sunt folosite preponderent prăjinile din categoria II (manevrarea garniturii se face în paşi alcătuiţi din trei bucăţi pentru aparatele de foraj grele, respectiv două bucăţi pentru aparatele uşoare).

Diametrul nominal al prăjinilor de foraj (diametrul exterior la corpul tubului) este de: 2 3/8, 2 7/8, 3 1/2, 4, 4 1/2, 5, 5 1/2 in. Dimensiunile curent folosite la forajul sondelor de petrol şi gaze sunt: 3 1/2 şi 5" (în SUA se utilizează adesea 4 1/2"). Diametrul interior al prăjinilor nu este o cotă directă; se obţine din masa nominală a corpului exprimată în standardele API în lb/ft (în SI se exprimă în kg/m).

Oţelul de racorduri are limita elastică de 120 000 psi indiferent de gradul oţelului din care este fabricat corpul prăjinii la care sunt sudate. Tehnica de sudură prin fricţiune a adus progrese remarcabile în ceea ce priveşte rezistenţa ansamblului din două aliaje diferite. Filetele sunt de acelaşi tip cu cele ale prăjinilor grele: NC 50 pentru racorduri cu diametrul exterior de 6 1/2 in (pentru prăjini de 5"); Nc 38 – racorduri cu diametrul de 4 3/4 in (prăjini de 3 1/2 in). Umerii conici la 18o la mufa specială a racordului permit angajarea în elevatorul de manevră cu scaun conic (există şi racorduri speciale cu umeri drepţi, dar sunt practic abandonate la forajul actual).

Pe măsura utilizării, prăjinile de foraj se uzează prin frecarea cu pereţii sondei prin eroziune, prin coroziune şi prin oboseala materialului (care practic le scoate din uz). Prin frecare (eventual eroziune şi coroziune electro-chimică) racordurile speciale (mufele speciale) şi corpul prăjinilor îşi pierd din grosimea de perete,

Garnitura de foraj

48

fapt ce duce la diminuarea capacităţii de rezistenţă mecanică. API clasează prăjinile de foraj în funcţie de gradul de uzură: clasa I – prăjini noi cu toate cotele la valoarea nominală; premium – cu 20 % pierdere din grosimea de perete; clasa II – cu 30 % pierdere de grosime (tab.3.6).

La intervale regulate antreprenorii de foraj (proprietarii de garnituri de foraj) inspectează prăjinile de foraj în baze tubulare specializate (control nedestructiv) şi obţin un certificat de încadrare în una din clasele de uzură corespunzător normelor API; acestea urmează a fi folosite în condiţii de solicitare corespunzătoare capacităţii lor de rezistenţă.

Tabelul 3.4. Exemplu de încadrare a prăjinilor de foraj.

Rezistenţa la Tip oţel Diametrul Masa unitară Clasa I Premium Clasa II - - in lbm/ft* - - -

Tracţiune (kN) E

3 1/2 5

13,30 19,50

1 208 1 760

944 1 386

816 1 203

Torsiune (Nm) E

3 1/2 5

13,30 19,50

25 200 55 800

19 500 43 800

16 800 37 900

Spargere (MPa) E

3 1/2 5

13,30 19,50

95,1 65,5

87 59,9

76,1 52,4

* 1 lbm/ft = 1,489 kg/m.

Alegerea diametrului prăjinilor de foraj se face în funcţie de faza de foraj (diametrul sapei) şi pe baza consumului specific de energie hidraulică (la circulaţie)/mecanică (la manevră). Alegerea materialului (gradul de oţel) se face în general pe baza unui calcul simplificat din care rezultă adâncimile maxime de lucru pentru anumite condiţii, tipo-dimensiuni, clasă de utilizare şi limită elastică de rezistenţă la tracţiune.

Prăjina de antrenare transmite mişcarea de rotaţie de la masa rotativă la garnitura de foraj, suportă greutatea totală a garniturii, face legătura între capul hidraulic şi ultima prăjină de foraj din garnitură, permite manevrarea longitudinală cu rotaţie a garniturii pe o lungime egală cu lungimea porţiunii profilate, conduce fluidul de foraj prin interior. În secţiune transversală zona profilată este patrată sau hexagonală (rar triunghiulară), iar la capete este prevăzută cu secţiuni cilindrice îngroşate (cu lungime mai mare decât a pieselor de racord) pe care se taie filetele de legatură. Sensul filetelor la cele două capete este diferit şi depinde de sensul de antrenare al garniturii de foraj: pentru garnitură dreapta – jos filet dreapta, iar sus filet stânga (invers pentru garnitura stânga). Prăjina de antrenare este elementul cu lungimea cea mai mare (40…54 ft) din componenţa garniturii de foraj pentru a face posibilă adăugarea bucăţii de avansare.

Garnitura de foraj

49

Prin forma ei profilată, prăjina de antrenare preia mişcarea de rotaţie de la masa rotativă şi o transmite spre sapă prin intermediul garniturii de foraj.

Prăjinile de antrenare sunt ţevi cu pereţii relativ groşi, cu interiorul circular şi exteriorul profilat, poligonal. Ele au lungimea totală de circa 12 m şi porţiunea de antrenare, profilată, de aproximativ 11 m. Zona de antrenare trebuie să fie mai lungă decât prăjinile de avansare din garnitură.

Prin calităţile materialului şi prin dimensiunile transversale, prăjinile de antrenare sunt mai rezistente decât prăjinile de foraj.

Distanţa dintre feţele opuse ale poligonului defineşte dimensiunea nominală a prăjinilor de antrenare (Dn).

Indiferent de dimensiunea nominală toate prăjinile de antrenare au la capătul superior aceeaşi mufă (6 5/8 REG): în timpul forajului, după tubarea unei coloane de burlane, prăjina de antrenare trebuie uneori schimbată – diametrul cepului scade cu dimensiunea nominală a prăjinii -, dar capul hidraulic, cu reducţia lui de protecţie cep-cep, rămâne acelaşi. De fapt, între prăjina de antrenare şi capul hidraulic se montează întotdeauna o cana de siguranţă, care îşi păstrează dimensiunea mufei şi a cepului (6 5/8 REG), indiferent de presiunea de lucru.

Capătul de jos al prăjinii de antrenare este prevăzut cu o reducţie de protecţie mufă-cep: ea poate fi schimbată când i se uzează cepul. Pe reducţie se montează un manşon de cauciuc ca să protejeze prevenitoarele de erupţie şi coloana de burlane. Uneori, între prăjină şi reducţie, sau chiar în locul ei, se amplasează o reducţie prevăzută cu ventil de reţinere, care evită circulaţia inversă.

Din punct de vedere constructiv, prăjinile de antrenare sunt: forjate sau frezate.

LLa

Dn Dc

diD îs

Dîi

Îngrosare superioarã Îngrosare inferioarãFilet stânga Filet dreaptaPortiunea de

antrenare

Dc

DnLa

Fig.3.6. Prãjina de antrenare.

Garnitura de foraj

50

Se folosesc oţeluri aliate, îmbunătăţite pe toată lungimea: prăjini călite şi revenite. În România se utilizează oţelul 46MoMnCr10, asimilat cu oţelul AISI 4145H (SUA). Rezistenţa lui minimă la rupere trebuie să fie 980 N/mm2 , iar rezistenţa minimă de curgere (de fapt limita de proporţionalitate Rp0,2) de 770 N/mm2 . Duritatea Brinell: 285 - 341.

Reducţiile sunt elemente de legătură care fac conexiunea între elementele garniturii de foraj cu dimensiuni/îmbinări diferite, respectiv de acelaşi tip. Sunt fabricate din oţel de racord. Echipa de foraj are în dotare un evantai cât mai larg posibil de tipo-dimensiuni care să acopere toate schimbările de prăjini grele, motoare, stabilizatori sau alte echipamente folosite la săparea sondei.

Reducţiile sunt piese tubulare relativ scurte (până la 1−1,5 m), cu pereţii groşi, având îmbinări cu umăr şi filet rotary. Ele servesc ca:

– piese de legătură între componentele garniturii de foraj, între prăjinile grele şi sapă, carotieră, motor de fund sau pentru ataşarea diverselor scule introduse cu sau în ansamblul garniturii, atunci când ele au îmbinări care nu se potrivesc (ca dimensiune sau tip);

– elemente ce unesc două componente când ambele se termină cu mufă sau ambele cu cep, chiar dacă au aceeaşi tipodimensiune de filet;

– elemente scurte folosite la măsurarea devierii, la dirijarea sondelor sau pentru realizarea circulaţiei între interiorul şi exteriorul garniturii;

– sisteme pentru protecţia la uzură a unor elemente importante şi scumpe: capul hidraulic, prăjina de antrenare, motorul de fund.

Multe reducţii sunt cunoscute după destinaţia lor:

− reducţia capului hidraulic, cep-cep, cu filete stânga;

Fig.3.7. Reducţii.

Garnitura de foraj

51

− reducţia de protecţie a prăjinii de antrenare, cu locaş pentru protector de cauciuc; − reducţii de trecere; − reducţii de legătură între prăjinile grele; − reducţia sapei, de obicei mufă-mufă; − reducţii dezaxate folosite pentru dirijarea sondelor; − reducţii de orientare, prevăzute cu dispozitive necesare pentru dirijarea sondelor; − reducţii de circulaţie, cu supapă de reţinere sau cu supapă de scurgere

Reducţiile se construiesc din semifabricate forjate, îmbunătăţite, din aceleaşi oţeluri ca şi prăjinile grele: 40CrNi12, 46MoMnCr10 sau 34MoCrNi16X. Limita minimă de curgere Rp0,2 = 760 N/mm2 şi duritatea Brinell minimă 285 pentru diametre de 3 1/8 − 6 5/8 in, Rp0,2 = 691 N/mm2 şi HB = 277 pentru diametre de 7 − 10 in. Uneori, reducţiile se construiesc din prăjini grele devenite prea scurte după tăierea repetată a filetelor.

Alte componente. Acestea nu sunt strict necesare forajului; ele se plasează de-a lungul garniturii, fie din motive de siguranţă, fie pentru a îmbunătăţi condiţiile de lucru ale garniturii, fie pentru a realiza o gaură de sondă cu forma şi direcţia dorite.

Pentru a împiedica erupţia sondei prin interiorul garniturii de foraj, cel puţin la unul dintre capetele prăjinii de antrenare trebuie montată o cana de siguranţă care să poată fi închisă manual, rapid şi sigur.

Canaua de siguranţă are un cep sferic prevăzut cu un orificiu de trecere, cu diametrul egal cu cel al prăjinii. Când canaua este deschisă, orificiul este orientat de-a lungul acesteia. Când se închide, cepul se roteşte cu 900 cu o cheie cu cap pătrat sau hexagonal.

De-a lungul garniturii de foraj se montează una sau două supape care permit circulaţia directă.

Ele se montează imediat deasupra sapei, eventual într-un stabilizator, sau undeva mai sus, chiar la prima prăjină de foraj.

Stabilizatori, corectori. Stabilizatorii sunt elemente intercalate între prăjinile grele, având diametrul egal sau apropiat de cel al sapei, care centrează garnitura şi constituie puncte de sprijin cu pereţii sondei. Prăjinile grele împreună cu

Garnitura de foraj

52

stabilizatorii formează ansamblul părţii inferioare a garniturii (ansamblul de fund – BHA).

Stabilizatorii sunt folosiţi:

– ca să prevină devierea sondei de la direcţia dorită, inclusiv de la cea verticală, să stabilizeze direcţia de înaintare a sapei (ei îmbunătăţesc şi condiţiile de lucru ale sapei şi ale prăjinilor grele, împiedică lipirea acestora de pereţi);

– pentru a mări sau a micşora înclinarea sondei (realizarea scopului urmărit – creştere, stabilizare sau descreştere a unghiului de înclinare – se obţine modificând numărul, poziţia lor în ansamblu şi jocul radial faţă de pereţii sondei; tot pentru dirijarea sondei, se folosesc şi stabilizatori montaţi pe corpul motoarelor de fund; adeseori ei sunt excentrici creând un efect de împingere laterală sapei);

Se construiesc stabilizatori cu lame, cu role şi, mai rar, cu diamante sau PDC-uri. Construcţia lor este determinată de duritatea şi abrazivitatea rocilor, de tipul sapei şi de scopul urmărit.

Stabilizatorii cu lame:

– uzinate din corpul stabilizatorului, integrali; – sudate pe corpul stabilizatorului; – cu patine de uzură schimbabile; – cu manşon înşurubat, demontabil; – cu manşon de cauciuc staţionar. Lamele pot fi drepte (fixate de-a lungul generatoarei corpului sau uşor înclinat), spirale, scurte sau lungi. Corpul şi lamele metalice sunt fabricate din oţeluri aliate de îmbunătăţire: crom-molibden, crom-mangan-molibden.

Stabilizatorii cu role se folosesc în roci relativ dure şi abrazive. Se construiesc stabilizatori cu trei sau şase role (amplasate la două niveluri), dispuse paralel cu axa corpului ori înclinat. Rolele pot fi netede, striate, cu dinţi armaţi cu material granular sau cu inserţii din carburi metalice. Când se uzează, rolele pot fi schimbate.

Stabilizatorii cu diamante se utilizează în roci dure. Ei se amplasează deasupra sapelor cu diamante, adeseori cu suprafaţa de lucru chiar în continuarea celei a sapei, ameliorând condiţiile lor de funcţionare. Se mai numesc şi alezoare şi ele au uneori, diametrul mai mare decât cel al sapei. Manşonul cu lame armat cu

Garnitura de foraj

53

diamante poate fi detaşabil şi schimbabil. Se folosesc atât diamante naturale, cât şi PDC-uri.

Zăvorul stabilizatorului cu manşon de cauciuc staţionar serveşte la blocarea acestuia atunci când prăjinile grele se îmbracă, pentru degajare, cu şperul.

Amortizoare de vibraţii. În roci dure, în roci fisurate, în conglomerate, sapele cu role lucrează neuniform şi induc în garnitura de foraj vibraţii foarte periculoase, mai ales pentru îmbinările filetate, datorită fenomenului de oboseală a materialului. Pentru atenuarea acestui fenomen, în apropierea sapei se intercalează un amortizor de vibraţii.

Se construiesc amortizoare cu elemente elastice metalice – spirale sau discoidale –, şi amortizoare cu elemente din cauciuc masiv. Primele sunt mai răspândite şi sunt echipate uneori cu pistoane flotante în ulei. Amortizoarele de cauciuc nu pot fi utilizate la temperaturi ridicate, peste 100oC, şi în prezenţa produselor petroliere.

Protectoare de cauciuc. Racordurile prăjinilor care se rotesc ori se manevrează în interiorul unei coloane tubate uzează burlanele prin frecare în prezenţa noroiului.

Pe prăjinile ce lucrează în coloană se montează, lângă racorduri, manşoane de cauciuc care împiedică frecarea racord-burlane.

Constructiv, protectoarele din cauciuc sunt fie întregi, fie deschise – tăiate pe o generatoare –, fie sunt formate din două părţi prinse într-o balama. Primele, cu suprafaţa exterioară netedă, sunt forţate să treacă peste racordul cep, cu ajutorul unui dispozitiv de manşonare, lăsând greutatea prăjinilor pe ele. Celelalte se închid pe prăjini cu ajutorul unui splint metalic. Exteriorul acestora din urmă poate fi neted, cu patine longitudinale ori cu patine înclinate.

Pentru a nu se deplasa de-a lungul prăjinilor, protectoarele au diametrul interior, în stare liberă, mai mic decât cel al prăjinilor: protectoarele întregi de la circa 20 mm la cele de 2 3/8 in până la 40 mm la cele de 6 5/8 in (dimensiunea nominală este dată de diametrul prăjinilor pe care se montează); cele deschise, cu armătură metalică, au un joc mai mic; ele sunt strânse pe prăjini prin baterea splintului metalic.

Cauciucul trebuie să fie rezistent la uzura prin frecare, la acţiunea aditivilor din noroi (în primul rând la produsele petroliere) şi la temperaturile ridicate din sondă. Coeficienţii de frecare cu burlanele trebuie să fie cât mai mici.

Garnitura de foraj

54

Îmbinările filetate. Elementele componente ale garniturii de foraj se îmbină între ele cu un filet specific forajului rotativ, cunoscut sub numele de filet de racord, filet rotary sau filet special.

Îmbinările cu asemenea filet se centrează uşor, se înşurubează rapid, sunt etanşe, rezistente la uzură şi capabile să transmită momente de torsiune, momente de încovoiere şi forţe axiale suficient de ridicate. Ele sunt îmbinări cu umăr, cu pasul şi conicitatea relativ mari.

Filetul de racord are profilul triunghiular, cu unghiul la vârf 60o, bisectoarea perpendiculară pe axa îmbinării, vârfurile retezate, fundurile rotunjite sau retezate.

Există patru tipuri de îmbinări recomandate de normele API. În ordinea apariţiei, ele sunt:

– îmbinări normale, notate REG (Regular); – îmbinări cu trecere largă, FH (Full Hole); – îmbinări cu trecere uniformă, IF (Internal Flush); – îmbinări numerotate, NC (Numbered Connection). La filetele cu sensul spre stânga se adaugă simbolul LH (Left Hand).

Odată cu sudarea lor la capătul prăjinilor, s-au construit racorduri al căror diametru interior era egal cu cel al prăjinilor echipate; prăjinile erau calibrate la interior. Diametrul mediu al filetului la aceste racorduri nu coincide cu nici unul dintre cele două anterioare – este mai mic – şi îmbinarea a fost notată cu IF (internal flush).

Îmbinările numerotate, tip NC, în număr de 13, dintre care 6 înşurubabile cu alte dimensiuni anterioare au fost introduse în ideea restrângerii gamei de tipodimensiuni existente (circa 100) şi pentru a îmbunătăţi caracteristicile de rezistenţă ale îmbinărilor, prin creşterea razei de curbură de fundul spirelor. Simbolizarea cuprinde, pe lângă iniţialele NC, şi un număr format din două cifre ce reprezintă diametrul mediu al filetului cepului în planul de măsurare (la 15,875 mm faţă de umeri) exprimat în zecimi de inch (rotunjit).

În afara acestor îmbinări uzuale se întâlnesc şi altele, diferenţiate prin forma îmbinării şi a filetului, prin diametrul interior şi cel exterior al racordului: SH (Slim Hole), XH sau EH (Extra Hole), WO (Wide Open), H90, SLH90, PAC, HI - Torque, SST (Super Strength Thread), DSL (Double Streamline), OH (Open Hole) ş.a.

Garnitura de foraj

55

3.2. Solicitările garniturii de foraj

3.2.1. Condiţiile de lucru Natura şi mărimea solicitărilor la care sunt supuse elementele garniturii de foraj sunt determinate de operaţia executată în sondă (foraj, manevrare, instrumentaţie, carotaj mecanic, lansarea unui liner), regimul de lucru (apăsarea pe sapă, turaţie, debitul de circulaţie, viteza de manevrare, presiunea de pompare), metoda de foraj (cu mijloace de suprafaţă ori cu motoare submersibile), adâncimea şi diametrul sondei, profilul ei (drept sau curbat), modul de alcătuire şi de stabilizare a ansamblului de fund, prezenţa amorti-zoarelor de vibraţii, proprietăţile rocilor traversate (duritate, abrazivitate, omogenitate), natura şi proprietăţile fluidului de foraj, tipul sapei etc.

În timpul forajului:

– toate solicitările au un caracter variabil cauzat de lucrul neuniform al sapei pe talpă, rotirea garniturii şi pulsaţiile pompelor de noroi;

– apare pierderea stabilităţii longitudinale (provocată de forţele de compresiune, forţele centrifuge create prin rotire, momentul de torsiune, presiunea interioară şi circulaţia fluidului de foraj);

Lungimea garniturii este foarte mare în raport cu dimensiunile transversale astfel că instabilitatea longitudinală survine la valori scăzute ale sarcinilor exterioare. Noua poziţie de echilibru este condiţionată de prezenţa pereţilor sondei şi constituie, de regulă, o spirală spaţială. Pasul acesteia nu este constant fiind determinat de forţa axială, variabilă de-a lungul garniturii; el este influenţat şi de prezenţa racordurilor, ca mase concentrate, şi a stabilizatorilor ca puncte de sprijin.

După pierderea stabilităţii, garnitura se roteşte nu numai în jurul axei proprii, ci şi în jurul axei sondei: fie în acelaşi sens, sincron, dacă frecările cu pereţii sunt reduse, fie în sens invers, când frecările sunt însemnate.

La forajul cu motoare de fund, condiţiile de solicitare sunt mai uşoare decât la forajul cu masa rotativă: dispare caracterul variabil al tensiunilor de încovoiere, momentul de torsiune este mai scăzut, uzura prăjinilor este mult diminuată.

Garnitura de foraj

56

În general, solicitările se accentuează cu adâncimea şi sunt mai severe în sondele curbate.

La forajul cu aer, dispare efectul favorabil al flotabilităţii şi cel de amortizare a vibraţiilor, efecte existente în prezenţa noroiului; coroziunea provocată de oxigenul din aer este de obicei mai pronunţată.

Garnitura de foraj este supusă, uneori, şi la solicitări dinamice, de şoc: când se încearcă degajarea ei prin bătaie cu geala, când se înţepeneşte ori se desprinde brusc în timpul rotirii, când este scăpată pe o anumită înălţime.

Complexitatea stării de solicitare a garniturii de foraj rezidă din următoarele: (solicitările nu sunt uniforme de-a lungul garniturii; sondele sunt înclinate faţă de verticală şi au curburi variabile de-a lungul lor; garniturile sunt alcătuite din tronsoane cu secţiune transversală diferită; dimensiunile transversale (diametrul şi grosimea peretelui) se reduc semnificativ în timp, prin uzură; racordurile dintre prăjini constituie mase concentrate şi au rigiditatea mai mare decât cea a corpului prăjinilor; îmbinările filetate constituie, la anumite solicitări, puncte slabe ale garniturii; mediul ambiant este coroziv şi afectează simţitor rezistenţa prăjinilor, îndeosebi la oboseală).

3.2.2. Solicitările statice Solicitarea la tracţiune şi compresiune axială. Este dată de: greutatea proprie a prăjinilor; greutatea ansamblurilor introduse în sondă (motoare de fund, linere); reacţiunea tălpii în timpul forajului (egală cu apăsarea pe sapă); forţele de frecare cu pereţii şi cu noroiul din sondă; forţele de inerţie la introducerea şi extragerea garniturii din sondă în perioadele de variaţie a vitezei de manevrare; forţele de presiune create de prezenţa şi circulaţia noroiului; forţa de tracţiune suplimentară aplicată pentru degajarea garniturii prinse sau atunci când există tendinţă de prindere; forţele de presiune create atunci când se încearcă desfundarea garniturii prinse, când se probează o coloană sau un liner cu ajutorul prăjinilor.

Solicitarea principală o constituie tracţiunea produsă de greutatea proprie. Dar acesta provoacă şi compresiune: când se lasă apăsare pe sapă, când garnitura este prinsă şi lăsată liber din cârligul instalaţiei.

Garnitura de foraj

57

Interesează distribuţia tensiunilor axiale de-a lungul garniturii. Ne vom rezuma, aici, la sonde verticale ori apropiate de verticală şi vom studia câteva situaţii, începând cu cea mai simplă.

1.a. Garnitură suspendată (cu secţiune uniformă). Într-o secţiune oarecare, aflată la distanţa z faţă de capătul inferior, tensiunea axială

gLzgA

gLgAzA

FGno

noAzz

Aρ−ρ=

ρ−ρ=

−=σ . (3.3)

S-au notat:

Gz – greutatea porţiunii aflate sub secţiunea considerată; FA – forţa de presiune (arhimedrică) aplicată pe suprafaţa de la baza garniturii; A – aria secţiunii transversale a prăjinilor; L – lungimea garniturii; ρo – densitatea materialului (oţelului); ρn – densitatea fluidului de foraj (noroiului). Există o secţiune unde tensiunea axială este nulă. Faţă de bază, această secţiune se află la distanţa

Lln

o

ρρ

=0 (3.4)

Deasupra ei, garnitura este întinsă, iar dedesupt – comprimată. Tensiunea maximă de tracţiune este la suprafaţă z = L:

( )nomaxz Lg ρ−ρ=σ , . (3.5)

Dacă se pune condiţia ca maxz,σ să nu depăşească o anumită valoare admisibilă

adσ , lungimea maximă de utilizare a unei garnituri cu secţiune uniformă

( )no

admax g

Lρ−ρ

σ= , (3.6)

În cazul oţelului (ρo = 7850 kg/m3), într-un noroi de 1100 kg/m3, cu un coeficient de siguranţă egal cu 1,5, adâncimile calculate cu relaţia (3.6) sunt: oţel grad E – 5205 m, X-95 – 6595 m, G-105 – 7290 m, S-135 – 9370 m.

Pentru materialul tubular introdus în sonde, se foloseşte de obicei masa (sau greutatea) pe unitatea de lungime. Dacă se notează cu q = Aρ0 – masa unitară, relaţia (3.3) se scrie:

Garnitura de foraj

58

AALqzg n

zρ−

=σ . (3.7)

La gura sondei,

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ρρ

−=⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ρρ

−=ρ−

=σo

ng

o

nnmaxz A

GA

gqLALqLgA

11, . (3.8)

Factorul on ρρ− /1 este numit coeficient de flotabilitate. Cu Gg s-a notat greutatea garniturii.

Este preferabil să se utilizeze masa unitară pentru motivul că, datorită îngroşărilor de la capetele prăjinilor şi racordurilor, masa unitară medie depăşeşte simţitor masa unitară a prăjinilor netede – egală cu Aρ0 –, cu 10 - 30%, în funcţie de lungimea şi mărimea îngroşărilor, de robusteţea racordurilor. Lungimea (adâncimea) de utilizare a unei garnituri formate din acelaşi tip de prăjini se scrie în acest caz:

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ρρ

−=

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ρρ

−

σ=

o

ns

p

o

n

admax

qgc

RA

qg

AL11

2,0 . (3.9)

2,0,pR constituie limita de curgere minimă şi cs un coeficient de siguranţă: 1,4 - 1,5.

Expresia lui Gz din relaţia (3.3) poate fi aranjată şi astfel:

ghgzgzgzgLgz no

nonnnoz ρ−⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ρρ

−ρ=ρ−ρ+ρ−ρ=σ 1 , (3.10)

unde h este adâncimea secţiunii considerate : h = L – z.

Relaţia (3.10) se scrie şi sub forma

ghA

Gn

o

nzz ρ−⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ρρ

−=σ 1 . (3.11)

Observaţia 1. Se poate arăta că relaţia (11) este valabilă oricare ar fi alcătuirea garniturii, nu numai pentru cele cu secţiune uniformă.

1.b. Garnitură alcătuită din două tronsoane cu secţiune diferită: prăjini grele cu aria A1, masa unitară q1 şi lungimea l1, şi prăjini de foraj cu aria A2, masa unitară q2 şi lungimea l2.

Tensiunea maximă la suprafaţă

Garnitura de foraj

59

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ρρ

−+

=σo

nmaxz A

qlqlg 12

1122, . (3.12)

Dacă se cunosc lungimea sau greutatea prăjinilor grele, limita de curgere a materialului din care sunt fabricate prăjinile de foraj şi se impune un anumit coeficient de siguranţă, se poate calcula lungimea maximă a prăjinilor de foraj.

12

1

2

22,0,2

1l

qq

qgc

ARl

o

ns

pmax −

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ρρ

−= . (3.13)

Observaţia 2. Într-un corp scufundat în lichid, în orice punct al lui există o stare de tensiune spaţială, descrisă de trei componente ortogonale: zyx σσσ ,, . Primele două componente, aflate într-un plan orizontal, au valoarea egală cu presiunea de la adâncimea punctului respectiv ghnρ− ; componenta verticală zσ are mărimea calculată cu relaţia (11), dacă nu există alte solicitări exterioare. Din motive de simetrie, cele trei componente sunt chiar tensiuni principale.

La corpurile scufundate într-un lichid, toate cele trei tensiuni conţin o componentă identică – presiunea hidrostatică; ea poate fi eliminată şi starea de tensiune este echivalentă cu una ale cărei valori principale sunt: 0,0 '' =σ=σ yx şi

( ) AG onzz //1' ρρ−=σ (în absenţa altor solicitări exterioare).

2. Garnitură suspendată cu circulaţie. Căderile de presiune create prin circulaţia fluidului de foraj în interiorul şi în exteriorul garniturii modifică într-o oarecare măsură starea de tensiune din prăjini.

La capătul de sus, garnitura este supusă la o forţă de tracţiune suplimentară egală cu produsul 0App , în care pp este suma căderilor de presiune din circuit şi 0A – aria secţiunii interioare a prăjinilor. În alte secţiuni, pp se înlocuieşte cu suma căderilor de presiune din acel punct până la capătul final al circuitului zp .

În acest caz, relaţia (3.11) devine:

ghAAp

AG

nz

o

nzz ρ−+⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ρρ

−=σ 01 . (3.14)

La suprafaţă, în prima prăjină de foraj,

A

ApG po

ng

maxz

0

,

1 +⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ρρ

−=σ . (3.15)

Garnitura de foraj

60

3. Garnitură sprijinită pe talpă (cu apăsare pe sapă). În timpul forajului, o parte din greutatea prăjinilor grele este lăsată pe talpă, creând apăsarea necesară pentru avansarea sapei. Reacţiunea tălpii, egală cu apăsarea pe sapă Gs, creează tensiuni de compresiune de-a lungul garniturii. În figura 3.8 sunt prezentate tensiunile unitare generate:

Relaţiile (3.14) şi (3.15) devin:

ghA

GAAp

AG

nsz

o

nzz ρ−−+⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ρρ

−=σ 01 , (3.16)

2

02

,

1

A

GApG spo

ng

maxz

−+⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ρρ

−=σ (3.17)

Tensiunea maximă de compresiune se află la capătul inferior al garniturii (al prăjinilor grele):

( ) ghA

GAppn

smsmaxa ρ−

−++=σ

1

01, . (3.18)

S-au notat: sp – căderea de presiune din sapă; mp – căderea de presiune din motorul de fund dacă există.

4. Garnitură manevrată. La ridicarea şi coborârea garniturii, eventual cu circulaţia fluidului de foraj, apar şi unele forţe suplimentare, cu valori semnificative în unele situaţii: de frecare cu pereţii sondei şi cu noroiul din jur, şi

F

G

F

G

FG

F

l

l

p

p

p

1

2

3

1

4

p

2

2

1

3

p

–

+++

–

–

=+ +

z max,

GA1

3

GA

3

2

FAp32

FAp41

Garniturade foraj

suspendatã

Efectulapãsãrii

Efectulcirculatie

Fig.3.8. Solicitările axiale ale garniturii de foraj în timpul forajului.

Garnitura de foraj

61

de inerţie. Dacă se consideră coeficientul de frecare constant şi masa prăjinilor uniformă, cele două forţe – notate mai jos cu Ffr, respectiv cu Fi – variază liniar cu lungimea garniturii.

Forţa de inerţie ce acţionează sub o secţiune oarecare este proporţională cu masa garniturii aflate sub secţiune: Fi,z = a Gz/g. La extragere, acceleraţia a se poate determina dacă se cunoaşte perioada de accelerare (2 – 3 s) până la atingerea vitezei maxime (0,2 – 0,8 m/s, în funcţie de sarcina la cârlig şi puterea troliului de foraj): a = 0,1 – 0,4 m/s2. La introducere, acceleraţiile sunt mari în perioada de frânare bruscă: a = 2 – 4 m/s2. În ambele situaţii, forţele de inerţie sunt orientate descendent.

Forţele de frecare ce acţionează sub o secţiune dată sunt determinate de: mărimea coeficienţilor de frecare, diametrul exterior al prăjinilor, prezenţa stabilizatorilor, tendinţa de manşonare sau de strângere a pereţilor, prezenţa găurilor de cheie, profilul spaţial al sondei, existenţa cavernelor etc. În scopul simplificării, pentru sonde verticale, forţa de frecare se consideră proporţională cu greutatea garniturii: Ffr,z = s Gz. Pentru coeficientul de ,,frecare”s, care ţine seama şi de eventuala tendinţă de prindere, se acceptă valori cuprinse între 0,05 şi 0,35. La ridicare, forţele de frecare se adună, iar la coborâre se scad.

Relaţiile (3.14) şi (3.15) iau forma:

ghAAps

ga

AG

nz

o

nzz ρ−+⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛±+

ρρ

−=σ 01 , (3.19)

AAp

sga

AG p

o

ngmaxz

0, 1 +⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛±+

ρρ

−=σ . (3.20)

5. Garnitură prinsă. Când garnitura de foraj sau numai sapa sunt prinse în gaura de sondă, pentru degajare se aplică o forţă suplimentară de tracţiune Fs, a cărei mărime este determinată de rezistenţa prăjinilor şi de capacitatea instalaţiei. La sonde adânci, forţa suplimentară poate atinge 500 – 1000 kN.

Tensiunea maximă la suprafaţă

A

FG sgmaxz,

+=σ . (3.21)

Garnitura de foraj

62

Solicitarea la torsiune. Garnitura de foraj este solicitată la torsiune în procesul de foraj sau de carotaj mecanic, la frezarea dopurilor de ciment sau a diverselor scule nerecuperabile rămase în sondă, când se încearcă degajarea unei garnituri prinse prin răsucire, în cursul unor instrumentaţii.

Dacă se cunoaşte momentul de torsiune Mt de-a lungul garniturii şi dimensiunile ei transversale, se poate calcula distribuţia tensiunilor tangenţiale τ. Pe conturul exterior al secţiunii transversale, ele au valoarea maximă

p

t

WM

=τ . (3.22)

S-a notat cu Wp – modulul de rezistenţă polar al secţiunii.

Pentru secţiuni inelare, cu diamerul exterior D şi cel interior d,

( )D

dDWp 16

44 −π= . (3.23)

Adeseori se cunoaşte doar puterea necesară pentru antrenarea garni-turii P. Momentul de torsiune

ω

=PMt (3.24)

cu ω – viteza unghiulară (ω = 2πn cu n turaţia în rot/s).

Unghiul de răsucire a unui element liniar dz din garnitură se calculează cu relaţia

p

t

GIzdMd =ϕ , (3.25)

în care: G – reprezintă modulul de elasticitate transversal;

Ip – momentul de inerţie polar al secţiunii prăjinilor.

Prin integrare, dacă se cunosc variaţiile lui Mt şi Ip de-a lungul garniturii, se obţine unghiul de răsucire total.

Situaţii

1. Forajul cu masa rotativă (fig.3.9.1). Puterea necesară la suprafaţă pentru antrenarea mesei rotative Pm se consumă:

– pentru dislocarea rocii şi învingerea frecărilor din lagărele sapelor cu role, a frecărilor dintre sapă şi pereţii sondei Ps ;

Garnitura de foraj

63

– pentru învingerea frecărilor dintre garnitură şi mediul din jur (fluidul de foraj, pereţii sondei) Pf.

Momentul la sapă (pentru sapele cu role):

sss

s GDDnvKKcM ⎟

⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+= 211 . (3.26)

S-au notat:

Ds – diametrul sapei; Gs – apăsarea axială; n – turaţia; v – viteza de avansare; c1 – constantă (1,05 – 1,10); K1 – constantă (0,02 – 0,05, creşte cu duritatea rocilor); K2 – constantă (0,25 – 0,55, scade cu duritatea rocilor). Momentul necesar pentru învingerea frecărilor la rotirea garniturii are o pondere însemnată la sondele adânci şi la cele deviate, curbate. Pentru sonde drepte, cu înclinări între 3 şi 35o, se foloseşte formula lui Fedorov:

Pf = c2 D2n1,7 ρn L , (3.27)

în care:

c2 este un coeficient ale cărui valori depind de înclinarea sondei: (2 - 5) 10 7 (valori crescătoare cu înclinarea);

D – diametrul prăjinilor, m; L – lungimea prăjinilor, m; ρn – densitatea noroiului, kg/m3.

Pentru sonde verticale, relaţia (3.27) oferă valori mai reduse decât cele experimentale. În acest caz, Saroian propune relaţia:

LDDP nsf ρ⋅= − 5,027105,13 [kW] (3.28)

Unghiul total de răsucire

( )

2

22

2

21

1

11

1

1

22 p

f

p

fs

p

f

p

s

IGlM

IGlMM

IGlM

IlM

G+

+++=ϕ , (3.29)

unde:

Ip1 este momentul de inerţie polar al prăjinilor grele; Ip2 – momentul de inerţie polar al prăjinilor de foraj;

Garnitura de foraj

64

Mf1 – momentul forţelor de frecare pe lungimea prăjinilor grele; Mf2 – momentul forţelor de frecare pe lungimea prăjinilor de foraj.

2. Forajul cu motoare submersibile. Când garnitura de foraj nu se roteşte, momentul de torsiune este maxim la capătul ei inferior(fig.3.9.2). El este egal cu momentul reactiv al motorului de fund, echivalent cu momentul necesar pentru rotirea sapei.

Tensiunile tangenţiale se reduc de la motor spre suprafaţă. Ele au un salt la trecerea de la prăjinile grele la cele de foraj, datorită schimbării de secţiune. De regulă, tensiunile maxime se află în prima prăjină de foraj de deasupra prăjinilor grele.

3. Răsucirea unei garniturii prinse. Când o garnitură de foraj este prinsă în gaura de sondă, adeseori, se încearcă desprinderea ei prin rotire; garnitura se răsuceşte de obicei până la limita de rezistenţă, cu o anumită rezervă de siguranţă. O operaţie similară se execută şi atunci când se întregeşte o garnitură smulsă, scăpată ori lăsată în gaura de sondă, cu dornul, cu tuta sau prin înşurubare.

Ms

Mm

Mfg

MmMfpf

Mfg

Ms

Mm

Ms

M

Ms

M

max

max

max

1. 2.a. b.

Foraj cu antrenare sus Foraj cu motor submersat(MR; Top-Drive) (Turbinã; PDM)

Fig. 3.9. Răsucirea garniturii de foraj.

Garnitura de foraj

65

3.2.3. Solicitarea la încovoiere Garnitura de foraj este solicitată la încovoiere atunci când sonda este curbată, când îşi pierde, în timpul lucrului, forma rectilinie de echilibru stabil şi când este supusă la vibraţii transversale.

Dacă este posibil să se determine direct momentul de încovoiere îM , tensiunile de încovoiere se calculează cu formula lui Navier:

WMD

IM îî

î ==σ2

. (3.30)

Pentru secţiuni sub formă de coroană circulară: ( )44

64dDI −

π= ,

DdDW

44

32−π

= .

Pentru o bară încovoiată după un arc de cerc, curbura

2

2

dd1

zy

Rc

pp == , şi

EIM

zy î=2

2

dd (3.31)

unde Rp reprezintă raza de curbură şi y = y (z) este ecuaţia ,,fibrei” medii deformate a barei (prăjinii).

Rezultă:

22

EDcRED p

pî ==σ . (3.32)

În locul curburii se utilizează intensitatea de deviere a sondei

ciπ

=180 , (3.33)

exprimată în grade pe metru.

Încovoierea prăjinilor în sondele curbate

Problema este simplă atunci când prăjinile au aceeaşi curbură cu cea a sondei (cazul prăjinilor grele şi al prăjinilor de foraj nesolicitate axial, figura 3.10). În aceste situaţii, tensiunile de încovoiere se determină imediat, cu relaţia (3.32).

Garnitura de foraj

66

Din cauza racordurilor şi a prezenţei sarcinilor axiale, curbura unei prăjini cp nu coincide cu cea a sondei c şi este chiar variabilă de-a lungul prăjinii. Sub acţiunea forţei de tracţiune, prăjina tinde să se îndrepte în zona de mijloc, să se apropie de peretele sondei şi, uneori, chiar se sprijină pe el. În acestă zonă, curbura prăjinii este mai mică, cel mult egală cu cea a sondei; spre racorduri, care constituie puncte de sprijin pe perete, curbura prăjinii se accentuează şi este mai mare decât cea a sondei. Din acest motiv, lângă racorduri, momentele şi tensiunile de încovoiere au valori maxime.

În figura 3.11 este reprezentată jumătate dintr-o prăjină de foraj încovoiată într-o sondă cu raza de curbură R (cealaltă jumătate este simetrică). Prăjina cu diametrul exterior D se sprijină pe peretele sondei prin intermediul racordurilor, care au diametrul Dr. La capete, lângă racorduri, jocul prăjini-sondă este egal cu (Dr – D)/2; spre mijloc, jocul se reduce şi devine zero dacă prăjina vine în contact cu peretele sondei.

Fig.3.10. Încovoierea materialului tubular datorită devierii sondelor.

Garnitura de foraj

67

Se notează cu 2l – lungimea prăjinii (distanţa dintre racorduri), practic egală cu lungimea sondei pe intervalul respectiv, şi cu 2 θ unghiul la centru corespunzător. Între cele două mărimi, există relaţia:

θ=Rl . (3.34)

Deoarece raza de curbură a sondei (sute de metri) este mult mai mare decât lungimea unei prăjini (de obicei 9 m), unghiul 2 θ este relativ mic.

Fie acum un element oarecare dintr-o garnitură (fig. 3.11). În cele două secţiuni, din O şi A, s-au introdus forţele axiale Fax, practic egale între ele, forţele tăietoare T0 şi T, momentele încovoietoare M0 şi Mî.

Momentul încovoietor din punctul A, de coordonate z şi y, alese ca în figură:

α−++= sin2

2

00qgzyFzTMM axî . (3.35)

S-a asimilat lungimea arcului de curbă OA cu abscisa z. Unghiul α reprezintă înclinarea medie, faţă de verticală, a elementului OA, q – masa unitară, g – acceleraţia gravitaţională.

Pentru simplificare, vom neglija efectul forţei laterale create de greutatea elementului în raport cu efectul forţei axiale şi cel al forţei tăietoare.

Egalitatea (35) devine:

yFzTEIczyEI ax++= 0022

2

dd , (3.36)

sau

O H G y

z

M NI

D

lR

Dr

0

P

FaxMo y

z

z

qgz

A(z,y)

T Fax

Mî

O To

a

Fig. 3.11. Încovoierea unei prăjini de foraj.

Garnitura de foraj

68

zEITcyk

zy

+=− 02

22

2

dd . (3.37)

Cu c0 s-a notat curbura prăjinilor în punctul O, iar cu k expresia

EIFk ax= (3.38)

pentru 0>axF .

În noroi se ia forţa efectivă: greutatea afectată de flotabilitate minus apăsarea pe sapă (când există).

Se pot întâlni trei cazuri:

1. prăjina nu vine în contact cu peretele sondei;

2. prăjina se sprijină pe peretele sondei într-un punct;

3. prăjina se sprijină pe perete de-a lungul unui arc de cerc.

Prezenţa unuia sau a altuia dintre cazuri este determinată de: dimensiunile transversale ale prăjinilor, D şi d; lungimea prăjinilor (distanţa dintre racorduri) 2l; diametrul exterior al racordului Dr (mai exact, jocul (Dr – D)/2); curbura sondei c; forţa axială Fax.

Cazul 1. Neexistând contact între prăjini şi peretele sondei, din motive de simetrie, forţa tăietoare la mijlocul prăjinii este nulă:

0dd

dd

3

3

=====

=lzlz

îlz z

yEIz

MT . (3.39)

Prin derivare succesivă rezultă:

⎥⎦⎤

⎢⎣⎡ += kz

kEITkzck

zy chsh

dd 0

03

3

. (3.40)

Valoarea forţei tăietoare lângă racord:

klkEIcT th00 −= . (3.41)

Cu această expresie, ecuaţia fibrei medii deformate devine

( ) ( )[ ]kzkzklkzkcy −−−= shth1ch2

0 . (3.42)

Garnitura de foraj

69

Tangenta la axa prăjinii la mijlocul ei este paralelă cu tangenta dusă la axa sondei:

clzy

lz

=θ≈θ==

tgdd . (3.43)

Cu această condiţie şi cu expresia lui T0 se determină curbura prăjinii lângă racorduri, în raport cu cea a sondei:

kl

klccth0 = . (3.44)

Tensiunile de încovoiere maxime, lângă racorduri:

kl

klEDcî th20 =σ . (3.45)

Pentru aceeaşi curbură a sondei c, tensiunile de încovoiere depind de mărimea forţei axiale de la adâncimea respectivă, prin intermediul lui k; la aceeaşi curbură, solicitarea de încovoiere se diminuează cu adâncimea.

Înlocuind expresia lui c0 din (3.44) în ecuaţia (3.42) se obţine:

⎥⎦⎤

⎢⎣⎡ +−

−= kzkz

klkz

kcl

y shth

1ch . (46)

Cu această ecuaţie se poate calcula deformaţia, curbura, momentul încovoietor şi tensiunile de încovoiere în orice punct de-a lungul unei prăjini.

Astfel, curbura prăjinilor într-un punct aflat la distanţa z faţă de racord

( )kl

zlkcklkzklkzckl

zycz th

chshthch

dd

2

2 −=⎟

⎠⎞

⎜⎝⎛ −== . (3.47)

Pentru o sondă dată, cum sarcina axială scade cu adâncimea, intensitatea de deviere admisibilă creşte cu adâncimea.

Dacă se impune o anumită forţă pe racord, curbura admisibilă variază similar: ea scade cu forţa axială.

Condiţia limită între cazul 1 şi cazul 2.

( )1ch2shsh

212 −−−

=lklklk

lkkll

DDc r . (3.48)

Garnitura de foraj

70

Cazul 2. Prăjinile se sprijină pe peretele sondei într-un punct. Condiţia, θ=zy d/d la z = l, se păstrează. Rezultă:

( ) clklkIEk

Tlkc =−+ 1chsh 00 . (3.49)

( ) ( ) ( )22

sh1ch2

00

DDkclkkllkIEk

Tlkc r −+=−+− . (3.50)

Ecuaţiile (49) şi (50) constituie un sistem cu necunoscutele c0 şi T0. După rezolvarea lui, se obţine:

( )

( ) kllkkl

klkllklcDD

lcIEkT

r

sh1ch2

1chsh2

5,0 22

0 −−

−−⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ −+

= ; (3.51)

( )

( ) klklkl

kllklc

DDklkllkcc

r

sh1ch2

1ch2

5,0sh 2

0 −−

−⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ −+−−

= . (3.52)

Condiţia limită între cazul 2 şi cazul 3. Cât timp există cazul 2, punctiform, curbura unei prăjini la mijlocul ei este mai mică decât curbura sondei. După ce ele devin egale, prăjina începe să se curbeze după profilul sondei. Prin urmare, condiţia de existenţă a cazului 2 este:

czy

lz

≥=

2

2

dd . (3.53)

Semnul egal corespunde condiţiei limită între cazul 2 şi cazul 3. Folosind ecuaţia (3.37), pentru z = l, în (3.53), se obţine:

cklIEk

Tklc ≤+ shch 00 . (3.54)

( )( ) ( ) kllkklkllk

kllkl

DDc r

sh41ch41ch1ch

22

22

223 −−++−−

= . (3.55)

Relaţia (3.55) constituie condiţia limită între cazurile 2 şi 3.

Cazul 3. Contactul dintre prăjină şi sondă are loc după un arc de cerc. În afara celor două necunoscute anterioare c0 şi T0, trebuie determinată acum şi lungimea contactului lc.

Garnitura de foraj

71

Fie zc distanţa de la origine (racord) până în punctul unde începe zona de contact. În acest punct, curbura prăjinii d2y/dz2 este egală cu curbura sondei c0. Ecuaţia (3.37), pentru z = zc, devine:

ckzIEk

Tkzc cc =+ shch 00 . (3.56)

Fie cθ unghiul format de tangenta la axa sondei în punctul de contact. Se poate scrie:

ccczz

czzy

c

=θ≅θ==

tgdd . (3.57)

Cu această condiţie se obţine:

ccc ckzkzIEk

Tkzc =−+ )1ch(sh 00 (3.58)

Dacă se notează cu yc deflecţia liniei elastice la z = zc ,

22

2 DDczy rcc

−+= . (3.59)

( ) ( ) ( )22

sh1ch 22

00

DDkckzkzkzIEk

Tkzc rcccc

−+=−+− . (3.60)

Sistemul de ecuaţii (3.57), (3.59) şi (3.60) conţine trei necunoscute: c0, T0 şi zc. Din primele două ecuaţii, se obţine:

1ch

shch0 −

−−=

c

ccc

kzkzkzkzIEkcT , (3.61)

( )1ch

1chsh0 −

−−=

c

ccc

kzkzkzkzcc . (3.62)

Înlocuind aceste expresii în ultima ecuaţie, (3.60), rezultă:

( ) ( ) ( ) ( )DDck

kzkzkzkzkzkz

rc

ccccc −=−

−−++ 22

1chsh41ch41ch . (3.63)

Aici necunoscută este doar lungimea zc. După aflarea ei, se determină lungimea arcului de contact lc = 2(l – zc), forţa tăietoare T0 şi curbura lângă racorduri c0.

Garnitura de foraj

72

Ecuaţia transcedentă (3.63) nu poate fi rezolvată decât prin încercări. Totuşi, curbura lângă racorduri c0 – care interesează pentru aflarea tensiunilor de încovoiere – poate fi determinată şi direct.

3.2.4. Solicitarea la presiune interioară şi la presiune exterioară În timpul forajului sau al circulaţiei, când se încearcă obţinerea circulaţiei într-o sondă cu garnitura prinsă ori înfundată, la cimentarea sub presiune a unui strat, la probarea unui liner ori strat cu ajutorul prăjinilor, presiunea din interiorul lor este mai mare decât cea din exterior.

După închiderea unei sonde cu noroiul din spaţiul inelar gazeificat, în timpul evacuării gazelor când ele ajung la suprafaţă, dimpotrivă, presiunea în exteriorul garniturii, în partea superioară a sondei, este mai mare decât cea din interior. Atunci când orificiile sapei s-au înfundat la introducerea garniturii ori când deasupra sapei este montat un ventil de reţinere şi prăjinile nu sunt umplute, la introducerea unui probator de strate, garnitura poate rămâne parţial sau total goală.

Considerând garnitura ca un tub închis, în prăjini ia naştere o stare de tensiune triaxială. În coordonate cilindrice, distingem trei tensiuni principale: tσ – tensiunea circumferenţială, rσ – tensiunea radială şi zσ – tensiunea axială.

Primele două se determină cu formulele lui Lamé:

( )( )2

122

2

22

21

21

22

22

21

RRrRRpp

RRpRpR eiei

t −−

+−−

=σ ; (3.64)

( )( )2

122

2

22

21

21

22

22

21

RRrRRpp

RRpRpR eiei

r −−

−−−

=σ . (3.65)

S-au notat:

R1 – raza interioară; R2 – raza exterioară; r – distanţa radială a punctului considerat; pi – presiunea interioară; pe – presiunea exterioară.

Garnitura de foraj

73

Presiunea interioară şi cea exterioară sunt determinate de înălţimea şi densitatea coloanelor de lichid, de presiunea aplicată la suprafaţă şi de căderile de presiune de-a lungul circuitului.

Situaţii:

1. Garnitură complet goală, iar în exteriorul ei un noroi cu densitatea nρ .

Pe suprafaţa interioară a prăjinilor (r = R1):

21

22

222

RRRpe

t −−=σ , 0=σr (3.65)

Pe suprafaţa exterioară (r = R2):

21

22

21

22

RRRRpet −

+−=σ ; er p−=σ (3.66)

2. În exterior, presiunea este nulă, iar în interior este egală cu presiunea de pompare, eventual cea de obţinere a circulaţiei când garnitura este prinsă, pp . Situaţia este întâlnită la gura sondei.

Pe suprafaţa interioară:

21

22

22

21

RRRRppt −

+=σ ; pr p−=σ (3.67)

Pe suprafaţa exterioară:

21

22

212RR

Rppt −=σ ; 0=σr (3.68)

Valoarea maximă o are σt pe suprafaţa interioară; acum este o tensiune de tracţiune. Dacă grosimea peretelui prăjinilor este relativ mică în raport cu diametrul ( )21 RR ≈ , tensiunea circumferenţială medie

( ) tDpRp

RRtRRp pppt 22

2

12

22

21 =≈

++

=σ . (3.69)

Presiunile interioare şi cele exterioare întâlnite în mod curent nu sunt periculoase, dar în combinaţie cu celelalte solicitări, efectul lor nu trebuie omis. Prăjinile uzate ori cu defecte, solicitate exagerat, se pot sparge sau turti, numai din cauza presiunii.

Garnitura de foraj

74

3.2.5. Alungirea garniturii de foraj Sub acţiunea greutăţii şi a temperaturii ridicate, garnitura de foraj se alungeşte în sonde. Apăsarea pe sapă şi presiunea noroiului au un efect contrar, dar mai redus. Lungimea unei garnituri fiind mare, alungirea ei în sonde adânci este semnificativă.

Situaţii:

1. Cazul unei garnituri cu secţiune uniformă suspendate liber într-o sondă verticală goală (de exemplu, la forajul cu aer).

Alungirea unui element infinit mic dz este:

zEgzz

Ezz oz

z dddd ρ=

σ=ε=∆ , (3.70)

cu notaţiile cunoscute.

Alungirea totală sub greutatea proprie

EA

LGELgz

EzgL go

Lo

22d

2

0

=ρ

=ρ

=∆ ∫ . (3.71)

2. Garnitură cu secţiune uniformă suspendată într-o sondă verticală plină cu noroi cu densitatea nρ .

Potrivit legii lui Hooke generalizate, alungirea elementului dz va fi:

( )[ ] zE

zz trzz d1dd σ+σµ−σ=ε=∆ , (3.72)

unde µ este coeficientul lui Poisson.

( )[ ] =−ρµ+ρ−ρ=∆ ∫ zzLLzEgL

L

nno d20

( )[ ]µ−ρ−ρ 122

2

noELg (3.73)

Dacă se introduce greutatea garniturii Gg ,

( )⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡−

ρρ

−=∆ µ1212 o

ng

EALG

L . (3.74)

În prezenţa racordurilor şi a îngroşărilor, formula (3.74) se corectează astfel:

( )⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡µ−

ρρ

−=∆ 1212 or

ng

kAELG

L , (3.74´)

Garnitura de foraj

75

unde kr = q/A0 ρ0 cu q masa unitară ce ţine seama de racorduri şi de îngroşări.

3. Garnitură alcătuită din două tronsoane cu secţiunea diferită, de exemplu prăjini de foraj şi prăjini grele. Fie A1 aria secţiunii tronsonului inferior şi A2 – aria secţiunii celui superior, iar l1 şi l2 – lungimile corespunzătoare; l1 + l2 = L.

Alungirea tronsonului inferior se calculează ca mai sus:

( )[ ] =−ρµ+ρ−ρ=∆ ∫ zzLLzEgl

L

nno d21

01 ( )[ ] ( ){ }=µ−ρ−µ−ρ−ρ 21212

2 2121 lll

Eg

nno

( ) ( )⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡µ−

ρρ

−µ−ρρ

−= 2121212 1

2

1

11

o

n

o

n

ll

EAlG , (3.75)

unde G1 este greutatea tronsonului inferior.

Tronsonul superior se alungeşte atât sub greutatea proprie, cât şi a celui inferior. Tensiunile axiale dintr-o secţiune a tronsonului superior:

( )=−ρ−⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ρρ

−ρ+ρ

=σ '1'2

2

2111' zlg

AzAlgAlg

no

nooz

( ) ( )2

112'

AAgllzg nono ρ−ρ+ρ−ρ= . (3.76)

( ) ( ) =⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡−ρµ+ρ−ρ+ρ−ρ=∆ ∫ zzl

AAllz

Egl

l

nnno d'2'2

02

2

10122

( ) ⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡ρµ+ρ−ρ+ρ−ρ= 2

22

121

22

22 222

2l

AAllll

Eg

nnono (3.77)

Dacă se ţine seama de prezenţa racordurilor şi a îngroşărilor, formula (3.77) se poate rescrie introducând masele unitare ale celor două tronsoane:

( )⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡µ−ρ−⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ρρ

−+

=∆ 21122

22

2

222211

2 lA

lqllqEgl n

o

n . (3.78)

Alungirea totală

( ) ( ) ( ) ⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−ρ−ρ+µ−ρ−ρ+=∆+∆=∆ 112

2 2

121

22121 A

AllEgll

EgllL nono . (3.79)

Garnitura de foraj

76

3.2.6. Solicitarea garniturii de foraj la aşezarea în pene Când garnitura de foraj este suspendată în pene, în zona de prindere se dezvoltă o stare spaţială de solicitare: axială – sub acţiunea greutăţii şi de presiune exterioară – creată de pene (fig. 3.12). Presiunea experioară este creată, la rândul ei, tot de greutatea suspendată. Cele două solicitări sunt neuniforme (fig. 3.12, b).

Potrivit figurii 3.12, c se pot scrie următoarele ecuaţii de echilibru, după axa prăjinii şi după o direcţie perpendiculară pe aceasta:

⎩⎨⎧

=αµ+α−=αµ+α−

0sincos0cossin

11

11

NNNNNG

; (3.80)

S-au notat: N – forţa radială exercitată de pene asupra prăjinii; N1 – forţa normală pe suprafaţa înclinată a penelor; α – unghiul de înclinare al penelor (de regulă 9o27´5´´, ceea ce corespunde unei conicităţi egale cu 1: 6); µ – coeficientul de frecare corespunzător unor suprafeţe metalice gresate (0,06 – 0,50).

Prin rezolvarea sistemului de ecuaţii (3.79) şi (80) rezultă:

( ) GKGGN =ϕ+α

=α+µαµ−

=tgtg

tg1 , (3.81)

unde ϕ este unghiul de frecare ( )tgϕ µ= .

Coeficientul K are valori cuprinse între 1,4 şi 4,4 (uzual 2 – 2,5), cu atât mai mari cu cât coeficientul de frecare µ este mai mic.

Dacă se admite că distribuţia presiunii create de forţa N este uniformă pe lungimea de prindere, mărimea ei

z z

F p

NN

N G

ax

1

1

D

GPene

Prãjinã

a

m

Pãtratiimari

a b c

l

Fig. 3.12. Solicitarea prăjinilor la prinderea în pene.

Garnitura de foraj

77

( )ϕ+απ=

π=

tglDG

lDNp (3.82)

Cu l s-a notat lungimea de prindere, iar cu D – diametrul exterior al prăjinilor.

Acceptând formula lui Barlow pentru tuburi cu pereţi subţiri, tensiunea circumferenţială provocată de presiunea penelor

( )ϕ+απ−=−=σ

tg2 tl2G

tDp m

t . (3.83)

S-a asimilat diametrul exterior al prăjinilor D cu cel mediu Dm. Cu t s-a notat grosimea peretelui.

Potrivit teoriei de rezistenţă a tensiunilor tangenţiale maxime, tensiunea echivalentă

tzec σ−σ=σ . (3.84)

Starea critică este atinsă atunci când 2,0pec R=σ .

Se obţine forţa axială critică

( )ϕ+α+

π=

ctg2

1

2,0

lD

RtDG

m

pmcr . (3.85)

Presiunea de contact nu se distribuie uniform: în general, ea este maximă spre mijlocul zonei de prindere şi se anulează spre capetele ei. Forţa de tracţiune este zero la capătul de sus al zonei şi are valoarea maximă la capătul de jos.

3.2.7. Stabilitatea garniturii de foraj Garnitura de foraj flambează atunci când apăsarea lăsată pe sapă, forţele centrifuge provocate de rotaţie, momentul de torsiune, presiunea interioară şi viteza fluidului în interiorul prăjinilor (sau o combinaţie a lor) depăşesc anumite valori critice.

Interesează aceste mărimi critice, forma garniturii în noile stări de echilibru şi tensiunile ce iau naştere.

Garnitura de foraj

78

Stabilitatea garniturii sub acţiunea greutăţii proprii

Să considerăm o sondă dreaptă şi verticală în care prăjinile grele se sprijină pe talpă. Când apăsarea pe sapă este redusă, ansamblul de prăjini grele rămâne vertical. La o anumită greutate lăsată pe sapă, ele flambează şi ulterior se sprijină pe pereţii găurii de sondă într-un punct. Dacă apăsarea continuă să crească, garnitura ia forma unei elice circulare şi se sprijină pe pereţi pe o anumită lungime. Numărul buclelor creşte cu apăsarea pe sapă, iar pasul buclelor scade; de-a lungul prăjinilor, pasul este variabil: creşte cu distanţa faţă de sapă.

Apăsarea critică de flambaj şi lungimea porţiunii din prăjinile grele care creează această apăsare.

Studiul comportării garniturii de foraj se poate face prin două metode:

– integrarea ecuaţiei diferenţiale a fibrei medii deformate, pentru diverse condiţii la limită, de obicei prin metode numerice, cu excepţia unor cazuri simple;

– metoda energetică: ea admite că lucrul mecanic efectuat de sistemul de forţe ce acţionează asupra barei este egal cu energia potenţială de deformare prin încovoiere.

Condiţiile de rezemare a capetelor porţiunii din garnitură ce creează apăsarea pe sapă sunt dificil de precizat, chiar şi la capătul inferior, la sapă. La capătul de sus, unde se află secţiunea neutră, garnitura este continuă şi, în plus, ea se poate deplasa lateral, în limitele jocului prăjini-sondă.

Pentru porţiunea comprimată a prăjinilor grele se consideră ca o bară independentă cu ambele capete articulate care flambează sub greutatea proprie.

Asupra barei cu lungimea lc , acţionează o forţă uniform distribuită qg, cu q – masa unitară, şi reacţiunea tălpii egală cu apăsarea pe sapă Gs = lcqg. După pierderea echilibrului, bara ia o formă curbată, dar îşi păstrează practic lungimea iniţială (deformaţia de compresiune este neglijabilă). Reazimul mobil B se deplasează axial în punctul B´ cu o distanţă u egală cu diferenţa dintre lungimea lc şi lungimea coardei AB´ (fig.3.13, a).

Fie un sistem de coordonate yOz cu originea în punctul A´. Deplasarea axială, de-a lungul axei z, a unui element dz

( ) ≈ϕ−=ϕ−= zzzu dcos1cosddd zzyz 2 d

dd

21tg

21d

2

22

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛=ϕ≈

ϕ . (3.86)

Garnitura de foraj

79

Se admite că ,,fibra” medie deformată este o sinusoidă cu ecuaţia:

clzfy π

= sin . (3.87)

Lucrul mecanic al forţelor axiale

∫∫ ==cc ll

z uzgquF00

ddL . (3.88)

Cu Fz s-a notat forţa axială în secţiunea z.

Deşi, aşa cum a fost ales sistemul de axe, forţa Fz este negativă, lucrul mecanic creat de ea se consideră pozitiv pentru că pierderea stabilităţii este cauzată de compresiune.

După înlocuiri, lucrul mecanic

8

dcos2

ddd

21 22

0

22

22

0

qgfzlzz

lqgfz

zyqgz

c

l

c

2l cc π=⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ ππ=⎟

⎠⎞

⎜⎝⎛= ∫∫L . (3.89)

Energia de deformaţie la încovoiere

B

B'

qg

f

z

yG

A

dz

u

dz

zdz

dz

duf

l

l

c

c

sdz

zGs

z

y

f

Fc

dfc

qgdz

L

a. b. Fig. 3.13. Flambajul garniturii de foraj: a – sub acţiunea greutăţii

proprii; b – efectul combinat greutate-forţă centrifugă.

Garnitura de foraj

80

4

24

0

24

24

02

2

4dsin

2dd

2 c

l

cc

l

lIEfz

lz

lfIEzd

zyIEW

cc π=⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ ππ=⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛= ∫∫ . (3.90)

Egalând expresiile lui L şi W, rezultă:

2

2

21

cc l

EIqgl π= . (3.91)

Termenul din partea dreaptă reprezintă forţa critică de flambaj pentru bare articulate la ambele capete. Prin urmare, greutatea proprie poate fi înlocuită cu o sarcină concentrată aplicată la capătul barei şi egală cu jumătate din greutate.

Lungimea critică a barei ce îşi pierde stabilitatea sub greutatea proprie

332

70,22gqIE

gqEIlc =

π= (3.92)

Rezultatul obţinut este aproximativ pentru că forma fibrei medii deformate nu este descrisă exact de o sinusoidă. O soluţie mai ,,exactă” se obţine integrând ecuaţia diferenţială a fibrei medii deformate, prin diverse metode numerice (funcţii Bessel, dezvoltări în serie, metoda elementului finit):

365,2qgEIlc = . (3.93)

Greutatea critică

3 2265,2 gEIqqglG cc == . (3.94)

Valoarea radicalului constituie o lungime caracteristică a fiecărei dimensiuni de prăjini şi se va nota cu 0m . Pentru prăjini grele uzuale mărimea 0m = 15 – 25 m.

Dacă prăjinile sunt scufundate într-un noroi cu densitatea nρ , lungimea critică

( )( )

'03

22

3 1665,2

165,2 am

gdDE

gq

EIlno

o

nc =

ρ−ρ+

=

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ρρ

−= . (3.95)

Cu D s-a notat diametrul exterior, cu d – diametrul interior şi cu '0m – valoarea

lui 0m în prezenţa noroiului; a este un coeficient ale cărui valori depind de condiţiile de rezemare considerate la capete.

Garnitura de foraj

81

Relaţia (3.95) poate servi, de exemplu, pentru determinarea lungimii critice a paşilor sprijiniţi în turlă.

În gaura de sondă, capătul de sus al porţiunii ce creează apăsarea pe sapă nu poate fi considerată o articulaţie ghidată de-a lungul sondei, punctul respectiv se deplasează lateral şi, ca rezultat, lungimea şi apăsarea critice sunt mai reduse. Dacă porţiunea de deasupra secţiunii neutre este suficient de lungă mai mare de 8,81 '

0m , coeficientul a scade la 1,94.

Fie acum bara articulată la capătul inferior, dar încastrată la cel superior. Se demonstrează că a = 3,09. Din nou, pentru garnituri mai lungi de 8,81 '

0m , coeficientul a scade la 1,94.

Pentru garnituri reale, condiţiile de rezemare presupuse în secţiunea neutră nu influenţează lungimea şi apăsarea critice: a = 1,94.

Dacă se consideră sapa ca o încastrare şi capătul de sus articulat, se demonstrează că a = 3,74, iar dacă ambele capete sunt încastrate a = 4,19. Pentru garnituri suficient de lungi, mai mari de 12,5 '

0m , valoarea coeficientului a scade, în ambele cazuri, la 3,35: modul de rezemare admis la capătul de sus nu afectează lungimea şi apăsarea critice.

În absenţa altor factori care să contribuie la pierderea stabilităţii, apăsarea critică are valori de ordinul

( )3 22'35,394,1 gEIqGcr −= , (3.96)

iar lungimea critică a prăjinilor ce flambează sub greutatea proprie într-o sondă verticală

( )3'

35,394,1gqIElc −= . (3.96)

După ce flambează, dacă apăsarea axială creşte, prăjinile grele se sprijină pe pereţii sondei şi apoi se curbează sub forma unei elice circulare – aşa numitul flambaj elicoidal.

Garnitura de foraj

82

Stabilitatea garniturii sub acţiunea forţei axiale şi a momentului de torsiune

Pentru o bară cu secţiune circulară supusă simultan la compresiune şi torsiune, cu ambele capete articulate sferic, condiţia de pierdere a stabilităţii este oferită de formula lui Greenhill:

2

22

4 lIEF

IEMt π

=+ , (3.97)

în care Mt este momentul de torsiune, F – forţa de compresiune şi l – lungimea barei.

Pentru a lua în consideraţie şi greutatea proprie, formula (3.97) poate fi modificată astfel:

2

22

24 lIElgqF

IEMt π

=−+ . (3.97')

Efectul greutăţii proprie s-a introdus printr-o forţă de tracţiune egală cu jumătate din greutate; forţa F poate fi reacţiunea tălpii.

Cu F = 0 în ecuaţia (3.97') din condiţia dMt/dl = 0 rezultă:

32

04

gqIEl π

= . (3.98)

Cu expresia lui l0 în locul lui l din (3.97') se obţine momentul minim. La această valoare a momentului, stabilitatea se pierde doar pe lungimea l0; restul garniturii rămâne drept.

3.3. Exploatarea garniturii de foraj

3.3.1. Clase de utilizare Prăjinile existente în dotare sau în exploatare la un moment dat sunt încadrate în nişte clase sau categorii de utilizare (de uzură), după capacitatea lor de rezistenţă şi siguranţa oferită. Sarcinile capabile diferă de la o clasă la alta; ca urmare şi condiţiile de exploatare, în primul rând adâncimea de lucru, în care ele pot fi utilizate sunt diferite.

Criteriile de încadrare folosite sunt:

Garnitura de foraj

83

− diametrul exterior, grosimea peretului şi aria secţiunii transversale efective, în raport cu valorile iniţiale, nominale;

− prezenţa, forma, orientarea şi mărimea relativă − faţă de diametrul prăjinii ori de grosimea peretelui − a defectelor de exploatare sau de fabricaţie: rizuri, turtiri, lovituri, gâtuiri, atacuri de coroziune şi de eroziune;

− tipul uzurii: uniformă sau excentrică;

− durata de funcţionare (ore de rotaţie):

− condiţiile de utilizare;

− oboseala acumulată, respectiv durabilitatea remanentă etc.

În funcţie de gradul de uzură, amploarea coroziunii, mărimea şi numărul defectelor şi de oboseala acumulată, prăjinile sunt trecute în categorii inferioare de utilizare şi se folosesc în condiţii de solicitare mai puţin severe.

Potrivit normelor API, prăjinile de foraj se clasifică astfel:

− prăjini noi, cu dimensiunile nominale;

− prăjini premium (clasa 1);

− prăjini clasa a 2 - a;

− prăjini clasa a 3 - a.

În România, prăjinile sunt încadrate în cinci clase: nominală, I, II, III şi IV. Faţă de normele API, s-a introdus drept criteriu suplimentar şi aria secţiunii transversale. Limitele grosimii peretelui sunt: (1 − 7/8)t0, (7/8 − 4/5)t0, (4/5 − 2/3)t0 şi (2/3 − 1/2)t0, pentru primele patru clase, cu t0 − grosimea nominală a peretelui. Ultima categorie practic nu se foloseşte.

Nici una dintre cele două norme nu ia în consideraţie durata şi condiţiile de exploatare sau de oboseală acumulată.

Criterii similare de clasificare se utilizează şi pentru racordurile prăjinilor. Normele API folosesc drept criterii diametrul exterior măsurat la circa 25 mm de la umeri şi, dacă uzura este excentrică, grosimea minimă a umerilor mufei. Evident, momentele de strângere recomandate se micşorează cu gradul de uzură a racordurilor.

Garnitura de foraj

84

3.3.2. Controlul şi recondiţionarea materialului tubular Pentru a preveni avarii grave în sonde şi a mări siguranţa în exploatare, toate componentele garniturii de foraj se controlează periodic, atât la sonde, cât şi în baze specializate. Componentele noi sunt controlate de fabricant, precum şi de cumpărător la recepţie, dar în general pe loturi mari.

Metode de control

a. Inspecţii vizuale. Ele se efectuează în timpul introducerii sau extragerii din sondă, pe rampă sau în bază. Se controlează:

− suprafaţa exterioară a prăjinilor, când este posibil şi cea interioară, pe care se pot detecta: crestături, fisuri, lovituri, turtiri, gâtuiri, străpungeri, uzură, urme periculoase de eroziune şi de coroziune;

− îmbinările filetate care pot fi neetanşe, uzate, gripate, erodate, lovite, deformate, crăpate, fisurate;

− rectilinitatea prăjinilor.

b. Controlul dimensional. Diametrul exterior al prăjinilor şi al racordurilor se măsoară cu şublere, pe diverse direcţii; de obicei însă se utilizează şabloane (calibre) în trepte ori cu comparator: acestea permit să se încadreze prăjinile direct în clasa de uzură corespunzătoare. Dacă racordurile sunt uzate excentric se măsoară şi lăţimea minimă a umerilor mufei.

Alungirile remanente, cauzate de tracţiuni peste limita de curgere, se pun în evidenţă măsurând lungimea totală a prăjinilor. Valorile maxime admise sunt: 1,7 % − oţel clasa E , 1,6 % − oţel X-95, 1,4 % − G-105 şi 1,2 % − S-135.

Grosimea peretelui se determină ultrasonic sau cu raze gama, cu precizie de circa 2%.

Unele aparate indică şi aria transversală a prăjinilor în diverse secţiuni transversale.

c. Controlul proprietăţilor fizico-mecanice. Orientativ, rezistenţa unui oţel se apreciază măsurând duritatea Brinell. Pentru materialul tubular se utilizează, de obicei, bile de 10 mm şi sarcini de 3000 daN.

Pentru prăjinile de foraj şi prăjinile de antrenare, duritatea se determină la racorduri şi în fiecare treime a corpului, iar pentru reducţii şi prăjinile grele numai la capete.

Garnitura de foraj

85

d. Verificarea la presiune interioară şi la tracţiune. Această operaţie se poate executa numai în baze specializate, fie separat, fie simultan. Presiunile şi forţele de tracţiune pentru încercare depind de diametrul şi grosimea peretelui, de calitatea oţelului şi de clasa de uzură a prăjinii. Prin aceste probe se verifică şi etanşeitatea îmbinărilor.

Prăjinile de antrenare se probează mult mai des, de obicei după 1500 ore de rotaţie la 300 bar. Probarea se poate efectua şi la sondă cu ajutorul unui agregat de cimentare.

e. Metode nedistructive (defectoscopice). Acestea au căpătat astăzi o largă aplicabilitate. Sunt folosite nu numai în bazele tubulare şi în uzinele producătoare, ci şi la sonde − pe rampă sau chiar la gura sondei. Metodele nedistructive au drept scop să evidenţieze defectele de fabricaţie sau de exploatare care pot pune în pericol siguranţa sondei: fisuri, crestături, amprente de scule, ovalizări, suprapuneri de material, defecte de sudură, ciupituri de coroziune. Prin utilizarea unor etaloane de referinţă, ele permit să se stabilească tipul, mărimea şi amplasarea defectelor, iar unele metode chiar şi grosimea peretelui.

e1. Controlul cu ultrasunete se foloseşte mai ales pentru a determina grosimea prăjinilor: precizia circa 0,1 mm. Metoda este independentă de natura materialului, de aceea este utilizată şi la controlul prăjinilor din aliaje de aluminiu.

Principiul metodei constă în trimiterea unor fascicule de unde ultrascurte cu frecvenţă mare (1 − 10 MHz), la anumite intervale de timp, prin tubul inspectat, şi înregistarea ecoului reflectat de suprafaţa lui interioară. Dacă se cunoaşte viteza de propagare a sunetului prin material, măsurând timpul de propagare − dus şi întors −, se determină imediat grosimea tubului, afişată grafic sau digital.

Cu mai mulţi traductori, care conţin atât emiţătorul, cât şi receptorul de ultrasunete, amplasaţi în jurul tubului şi deplasaţi simultan de-a lungul lui, se obţin diagrame cu grosimea şi chiar cu aria secţiunii transversale pe lungimea tubului. Traductorii sunt în contact direct cu tubul ori la o anumită distanţă; în ultimul caz, tubul este imersat în apă, pentru realizarea ,,cuplajului” sonic.

Folosind traductori cu incidenţă normală sau oblică, se pot detecta şi defecte longitudinale sau transversale atât în corpul prăjinilor, cât şi în zona de sudură sau în îmbinări.

Garnitura de foraj

86

Controlul cu ultrasunete este foarte răspândit în industria de petrol. Există sisteme automate şi semiautomate. Cu aparate portabile, prăjinile se pot controla chiar şi la gura sondei, în timpul extragerii lor.

e2. Controlul electromagnetic cu curenţi de dispersie se utilizează îndeosebi pentru detectarea defectelor de-a lungul corpului prăjinilor, dar se aplică şi pentru îmbinări filetate. El poate fi automatizat.

Un corp feromagnetic magnetizat este străbătut de linii de câmp magnetic. Acolo unde corpul prezintă discontinuităţi, câmpul magnetic este distorsionat: o parte dintre liniile de câmp înconjoară discontinuităţile prin restul materialului, iar altă parte sunt deviate în exteriorul corpului, formând componenta de dispersie a câmpului: ,,pierderile” de câmp magnetic.

Această componentă este maximă atunci când liniile de flux intersectează discontinuităţile perpendicular; dacă liniile de flux au aceeaşi direcţie cu discontinuităţile, câmpul de dispersie nu se formează şi ele nu pot fi detectate.

În mod practic, prăjinile sunt magnetizate deplasând de-a lungul lor o bobină alimentată în curent alternativ sau continuu. În urma ei se deplasează mai multe bobine de inducţie (palpatori). Ele semnalizează prezenţa câmpului de dispersie prin variaţia căderii de tensiune între două puncte învecinate de pe suprafaţa prăjinii, în raport cu situaţia când nu există nici un defect şi tensiunea înregistrată este constantă. Căderea de tensiune înregistrată în dreptul unei fisuri, de exemplu, este proporţională cu lungimea liniilor de flux, deci cu adâncimea fisurii.

e3. Controlul cu pulberi magnetice se foloseşte la filete, în zonele de sudură şi cu schimbări de secţiune, unde controlul automat electromagnetic nu este posibil, precum şi acolo unde se bănuieşte un defect, dar el nu poate fi localizat şi evaluat. Se pun în evidenţă atât defectele de suprafaţă, cât şi cele aflate în interior, până la adâncimea de 4 − 8 mm. Rezoluţia metodei este ridicată: 0,1 − 0,5 mm.

Metoda este aplicabilă numai la materiale feroase, care pot fi magnetizate. De notat că prăjinile de foraj se magnetizează într-o oarecare măsură şi prin frecare în timpul operaţiilor de manevră.

Se folosesc particule cu proprietăţi magnetice (magnetit − Fe3O4, oxid feric − Fe2O3), sub formă de praf (varianta uscată) sau în suspensie (varianta umedă), amestecate uneori cu substanţe fluorescente (tetraclorură de carbon, antracen).

Garnitura de foraj

87

Ele se aglomerează în zonele cu pierderi de flux magnetic pentru a diminua aceste scăpări. Dacă porţiunea respectivă a fost bine curăţată anterior, forma şi mărimea unui defect se evidenţiază foarte pregnant.

e4. Controlul electromagnetic cu curenţi turbionari este aplicabilă atât la metalele feroase, cât şi la cele neferoase. După cum se ştie, câmpul magnetic variabil realizat cu ajutorul unei bobine de excitaţie induce într-un corp bun conducător de electricitate curenţi turbionari (Foucault) care îşi creează propriul lor câmp magnetic. Acesta din urmă poate fi sesizat şi măsurat fie prin efectul lui asupra câmpului magnetic din bobina de excitaţie − cu care se află în opoziţie, − fie cu ajutorul unor senzori independenţi. Prezenţa discontinuităţilor şi neomogenităţilor modifică impedanţa şi tensiunea câmpului bobinei primare şi ale celor secundare, de măsurare, ceea ce permite să se evidenţieze mărimea şi forma discontinuităţilor.

Metoda este folosită pentru prăjini grele amagnetice, prăjini din aluminiu, dar şi pentru cele obişnuite datorită posibilităţilor de automatizare.

e5. Controlul radiografic utilizează raze gama emise de diverşi izotopi radioactivi − Cs 137, Co 60, Ir 182, Th 170 − sau raze X. Metoda constă în trimiterea unui fascicul de radiaţii prin corpul piesei inspectate şi măsurarea intensităţii lui după traversare cu un contor de radiaţii. Gradul de atenuare a radiaţiei depinde de natura materialului (în primul rând de densitatea lui) şi este proporţional cu grosimea piesei. De aceea, metoda este folosită cu precădere pentru a determina grosimea pereţilor prăjinilor.

e6. Controlul cu lichide penetrante constă în aplicarea unui lichid indicator (strălucitor, fluorescent, colorat sau radioactiv) pe o suprafaţă foarte bine curăţată şi degresată unde sunt bănuite ori detectate defecte cu alte metode. Lichidul pătrunde în fisuri prin capilaritate. După câteva minute, excesul de lichid de pe suprafaţă se curăţă ori se neutralizează şi se aplică un revelator care absoarbe lichidul din fisuri. Conturul acestora devine vizibil cu ochiul liber, prin reflecţia razelor ultraviolete sau prin fotografiere. Se pot detecta fisuri superficiale cu lăţimea de 0,01 mm şi adâncimea de 0,1 mm.

Metoda se utilizează mai ales la filete, la materiale nemagnetice şi atunci când celelalte metode, mai operative, nu dau rezultate.

Garnitura de foraj

88

Controlul şi recondiţionarea prăjinilor de foraj

În bazele tubulare, prăjinile aduse din şantier se identifică, se triază şi se preîndreaptă. Dacă sunt înfundate, ele se curăţă cu nişte burghie foarte lungi. Pentru o bună curăţire, prăjinile se lasă un timp într-o habă în care se află o soluţie de detergenţi şi sodă caustică. Apoi prăjinile se spală la exterior şi în interior, cu jeturi de apă şi cu perii rotative din fibre plastice. După aceea, ele sunt uscate cu aer cald.

După ce li se corectează rectilinitatea, cu prese hidraulice, începe controlul propriu-zis. Se măsoară lungimea, diametrul exterior, grosimea peretelui şi, cu metodele descrise mai sus, se detectează eventualele defecte de exploatare. O atenţie deosebită se acordă zonei în care se fixează penele. Acolo unde inspecţia electromagnetică, de exemplu, semnalează printr-un vârf de tensiune un defect invizibil (el poate fi în interiorul peretelui), se curăţă bine zona şi se utilizează particule magnetice: metoda are o rezoluţie mult mai mare. Defectele de pe suprafaţa interioară − de obicei atacuri de coroziune sau urme de eroziune − pot fi localizate printr-o tehnică optică, cu oglinzi de reflexie.

Prăjinile controlate sunt încadrate în clasele de utilizare corespunzătoare mărimea diametrului exterior, de grosimea peretelui şi de valoarea relativă a diverselor defecte.

Uneori, prăjinile sunt probate la tracţiune şi la presiune interioară.

Controlul şi recondiţionarea racordurilor şi filetelor

Mai întâi se măsoară diametrul exterior − la circa 25 mm de umerii îmbinării. Dacă uzura este excentrică se măsoară şi lăţimea minimă a umerilor la mufe.

Se controlează apoi suprafaţa umerilor. Crestăturile, ştirbiturile, bavurile, loviturile, urmele de eroziune şi de gripare, precum şi alte defecte afectează capacitatea racordurilor de etanşare şi de preluare a momentelor de încovoiere. Când defectele sunt minore, umerii se rectifică îndepărtând materialul pe o grosime care nu trebuie să depăşească 0,8 mm. Operaţia se execută la strung, dar există şi dispozitive mobile, utilizabile în şantier. Concomitent se reface şi şanfrenul umerilor.

Garnitura de foraj

89

Rectificarea se poate repeta, dar fără a depăşi, cumulativ, 1,6 mm (în acest caz, pe baza cepului şi în mufă, când ele sunt noi sau refiletate, se ştanţează nişte semne la 1,6 mm de umeri).

Filetele se controlează vizual şi cu calibre. Spirele pot fi ştirbite, lovite, uzate, deformate, erodate sau gripate.

Cu ajutorul calibrelor se verifică şi unghiul la vârful spirelor, raza de curbură la fundul spirelor şi gradul lor de uzură.

Eventualele fisuri de oboseală se detectează vizual şi cu particule magnetice sau cu alte metode defectoscopice.

În toate cazurile când filetele nu mai prezintă siguranţă, ele se retaie în strunguri speciale şi se protejează împotriva gripării.

Prin tăieri repetate, racordul se scurtează şi, sub o anumită limită, cleştii mecanici nu mai pot fi armaţi sigur. De aceea, lungimea celor două zone unde se fixează cleştii nu trebuie să fie mai mică de 100 mm sau 0,75 din diametru.

Racordurile cu diamentrul exterior micşorat prin uzură pot fi recon-diţionate: ele se încarcă prin sudură, în unul sau mai multe straturi, cu diverse procedee automate sau semiautomate.

Controlul şi recondiţionarea prăjinilor grele

După identificare, sortare, curăţire şi îndreptare, prăjinile grele se examinează pe suprafaţa exterioară, li se măsoară diametrul exterior şi grosimea peretelui. Se controlează degajările pentru pene şi cele pentru elevatoare, care pot constitui concentratori de tensiune.

Abaterea de la rectilinitate a prăjinilor grele nu trebuie să fie mai mare de 1 mm/m şi de cel mult 5 mm pe toată prăjina.

Îmbinările filetate se inspectează, de obicei lunar, în acelaşi mod cu cele ale racordurilor. Se cercetează starea umerilor şi a filetelor, alungirea şi lărgirea mufei. Datorită rigidităţii sporite, oboseala îmbinărilor la prăjinile grele este mai accentuată decât în cazul racordurilor de prăjini. De aceea, după un număr de ore de funcţionare (800 − 1000 h), filetele prăjinilor grele, ca şi a reducţiilor de altfel se retaie.

Garnitura de foraj

90

Controlul prăjinilor de antrenare

Aproximativ lunar (500 ore de rotaţie), se controlează îmbinările filetate, starea şi gradul de uzură a suprafeţelor de antrenare, rectilinitatea şi eventuala torsionare. La fiecare 1500 ore de rotaţie, prăjinile de antrenare se probează la 300 bar, iar după 6000 ore iniţial şi la 3000 m ulterior, filetele se retaie.

Specific pentru prăjinile de antrenare este evaluarea uzurii feţelor profilate. Dacă pătraţii mici sau antrenorii cu role nu sunt uzaţi, urmele de uzură pe suprafeţele de antrenare ale prăjinilor sunt plane şi se extind dinspre colţuri spre centrul feţelor. Pentru fiecare tipodimensiune se acceptă o lăţime maximă a urmelor de uzură, bazată pe jocurile minime şi pe cele maxime admise între prăjină şi pătraţi sau antrenori.

Periodicitatea controlului

Intervalele de timp la care elementele unei garnituri de foraj trebuie controlate sunt determinate de condiţiile de lucru şi de oboseala acumulată, ambele dificil de evaluat cantitativ. Experienţa din regiune şi tehnicile utilizate pentru control joacă un rol hotărâtor la stabilirea acestor intervale.

În afara verificărilor periodice fixate prin diverse norme, elementele unei garnituri se controlează înainte şi după forajul unei sonde adânci sau dificile, după o instrumentaţie îndelungată şi dacă investitorul o cere, prin contract, înainte de începerea oricărei sonde.

Potrivit normelor româneşti, perioadele de control sunt fixate în ore de rotaţie şi variază în limitele destul de largi, în funcţie de importanţa elementului controlat, clasa de uzură, locul de control (sondă, bază), complexi-tatea controlului şi de durata totală de utilizare (intervalele se micşorează în timp): 300 − 2500 h. Este necesară, desigur, o evidenţă strictă a timpului de lucru pentru fiecare element din garnitură.

Prăjinile grele, reducţiile şi prăjina de antrenare se controlează în general după o lună de lucru. Dacă la baza spirelor se detectează între una şi trei fisuri, intervalul de inspecţie este corespunzător. Dacă numărul de fisuri este mai mare, controalele trebuie efectuate mai des.

Garnitura de foraj

91

3.3.3. Ştanţarea prăjinilor Pentru a fi identificate şi urmărite, toate elementele din componenţa garniturilor de foraj sunt marcate prin ştanţare.

În România, prăjinile de foraj sunt ştanţate în zonele îngroşate, cât mai aproape de racorduri, la ambele capete. Marcajul este format dintr-un grup de litere şi cifre care semnifică:

− anul intrării în exploatare; − baza tubulară ce are prăjina în patrimoniu; − numărul de ordine al prăjinii; − grosimea peretelui, simbolizată printr-o literă mică; − oţelul din care este fabricată prăjina. Racordurile noi sunt ştanţate de fabricant pe cep şi în mufă pe porţiunea dintre umeri şi prima spiră.

Prăjinile grele şi cele antrenare sunt marcate la ambele capete, la circa 1800 mm de feţele de etanşare. Reducţiile sunt ştanţate la mijloc, pe direcţie longitudinală sau transversală, după mărimea lor.

3.3.4. Transportul, depozitarea şi manevrarea prăjinilor În timpul transportului şi al depozitării, la descărcare sau încărcare, la ridicarea şi scoaterea lor din turlă, prăjinile şi celelalte accesorii ale garniturii de foraj trebuie să fie echipate la ambele capete cu protectoare de filet bine strânse.

Prăjinile se transportă în autocamioane cu peridoc.

Pe vase, prăjinile se depozitează pe suporţi de lemn aflaţi la circa 3 m între ei. Ele se aşează în strate separate prin distanţiere de lemn, fără a depăşi o anumită înălţime. Se asigură de punte cu cabluri, parâme sau lanţuri.

Prăjina de antrenare se transportă într-un burlan de protecţie, fixată cu pene de lemn, pentru a preveni încovoierea ei sub greutatea proprie.

Trebuie evitate lovirea, trântirea sau târârea prăjinilor pe pământ, pe punţi metalice sau pe rampe.

Prăjinile se depozitează pe rampe cu înălţimea de cel puţin 30 cm; în nici un caz, ele nu se aşează direct pe pământ, pe şine metalice, pe punţi de metal sau pe platforme de beton. Când se aşează pe mai multe rânduri, între prăjini se

Garnitura de foraj

92

intercalează distanţiere de lemn de 35 − 40 mm; dacă distanţierele sunt prea subţiri, prăjinile din rândurile superioare se sprijină pe cele aflate dedesubt, iar dacă sunt prea groase, prăjinile se încovoaie periculos sub greutatea proprie.

Dacă prăjinile sunt depozitate o perioadă mai îndelungată, ele se protejează împotriva coroziunii cu un amestec ulei-motorină.

Pe podul sondei, prăjinile sunt trase cu un troliu pneumatic. Protectorul cepului se deşurubează numai după suspendarea prăjinii în elevator sau împreună cu prăjina de antrenare, dacă aceasta din urmă s-a înşurubat la bucata de avansare anterior.

La manipularea prăjinilor în turlă trebuie prevenită lovirea filetelor şi a suprafeţelor de etanşare ale racordurilor. Când se centrează, cepul unei prăjini poate lovi mufa prăjinii în care se înşurubează, mufa poate fi lovită de elevator când acesta coboară în gol, de o reducţie ori de un suvei suspendate în cablu înainte de a fi înşurubate, cepul se poate lovi de masa rotativă sau de podul metalic al sondei. Coordonarea dintre sondorul şef şi sondorii de la gura sondei joacă un rol important în prevenirea acestor accidente.

Indiferent de modul de înşurubare, îmbinarea se strânge cu un cleşte mecanic până se atinge momentul recomandat, măsurat cu un indicator de moment; acesta măsoară de fapt forţa de tracţiune din cablul de acţionare a cleştelui.

La extragerea garniturii, racordurile se vor slăbi numai cu doi cleşti: dacă se foloseşte masa rotativă, prăjinile se pot roti în pene şi bacurile acestora lasă rizuri periculoase pe corpul prăjinilor. Rizurile sunt adesea spirale pentru că garnitura coboară uşor în timpul rotirii.

Cleştii mecanici multidimensionali se armează numai pe racorduri şi nu pe corpul prăjinilor, unde bacurile fălcilor ar lăsa urme periculoase. Evident, fălcile cu trepte trebuie alese în funcţie de diametrul racordurilor.

La strângere şi la slăbire, racordurile trebuie să se afle cât mai aproape de masa rotativă. Dacă ele se află prea sus, momentele de încovoiere create de cleşti devin periculoase pentru prăjini: acestea se pot îndoi.

Dacă se folosesc pene prea scurte pentru sarcini mari, presiunea de contact în zona de prindere poate duce la imprimarea bacurilor pe corpul prăjinilor şi chiar la gâtuirea şi turtirea lor. În acest sens, se disting:

Garnitura de foraj

93

− pene scurte, pentru sarcini până la 1250 − 1500 kN (în funcţie de diametrul prăjinilor), având lungimea activă de prindere pe prăjini de 300 mm; ele sunt prevăzute cu trei rânduri de bacuri;

− pene lungi, pentru sarcini până la 1800 − 2000 kN, având lungimea activă de prindere de 400 mm; ele posedă patru rânduri de bacuri;

− pene extralungi, pentru sarcini maxime de 2250 kN, care au lungimea activă de prindere de 500 mm; ele au cinci rânduri de bacuri.

Ele sunt manevrate manual sau pneumatic.

Penele lungi se utilizează cu adaptoare, care măresc lungimea de contact cu prăjinile (adaptoarele permit, totodată, să se reducă greutatea penelor, uşurând manipularea lor).

Pentru prăjini grele se folosesc pene multisegment fără adaptoare.

Bacurile penelor trebuie să aibă acelaşi grad de uzură pentru ca toate să vină în contact cu prăjinile.

La sarcini mari, când presiunile de contact pe prăjini sunt periculoase, în locul penelor se lucrează cu două elevatoare, eventual mecanizate.

La introducerea în sondă, garnitura se frânează cu ajutorul troliului de foraj şi nu a penelor; acestea se introduc în masă numai după oprirea lină a garniturii, pentru a evita solicitarea excesivă a prăjinilor.

La extragerea garniturii nu se lasă penele în masa rotativă pentru că atât ele, cât şi prăjinile se uzează; în plus, penele pot fi aruncate din masă cu riscul unor accidente.

Înainte de folosire, penele se curăţă şi se ung cu vaselină pe suprafaţa exterioară pentru a uşura scoaterea lor din masa rotativă. Totodată se curăţă bacurile, se controlează uzura lor, starea bolţurilor şi se gresează articulaţiile.

Prăjinile grele care nu posedă degajări pentru pene se asigură cu un colier de siguranţă, montat deasupra penelor. El împiedică lunecarea prăjinilor grele prin pene când acestea sunt uzate.

Elevatoarele folosite la manevrarea prăjinilor au scaun conic sau drept, în funcţie de forma mufei sub care prind. Dimensiunea lor trebuie să corespundă cu cea a prăjinilor, iar sarcina maximă cu greutatea garniturii.

Garnitura de foraj

94

Prăjinile grele care nu au degajări pentru elevator se manevrează cu ajutorul suveielor. Ele se înşurubează la capătul fiecărui pas de prăjini grele la extragerea lor din sondă.

La extragerea lor din sondă, prăjinile se curăţă pentru a putea observa eventualele defecte exterioare. Dacă prăjinile nu sunt echipate cu manşoane de protecţie, se montează un ştergător de cauciuc sub pătraţii mesei rotative. Când prăjinile au manşoane de protecţie se foloseşte un cordon de cauciuc sau o frânghie strânse manual pe prăjini.

3.3.5. Unsori pentru îmbinările filetate În timpul exploatării, pe suprafaţa umerilor de etanşare şi pe spirele filetului se nasc presiuni de contact foarte mari. Dacă nu există un film de separare care să prevină contactul direct metal-metal, îmbinările se pot gripa sau chiar înţepeni.

Filmul protector este creat cu pulberi, fulgi sau fibre din metale moi suspendate într-o vaselină purtătoare; la presiuni de contact mari, vaselina singură nu poate asigura un film rezistent.

O unsoare adecvată, corect aplicată, trebuie să prevină griparea în cele mai severe condiţii de lucru. Ea trebuie să asigure şi etanşarea îmbinării, la presiunile şi temperaturile aşteptate în sondă, să uşureze înşurubarea şi să garanteze un coeficient de frecare cert. Unsoarea trebuie să-şi păstreze consistenţa atât la temperaturi scăzute, pentru a fi aplicată, cât şi la temperaturi ridicate, ca să nu fie expulzată.

Garantarea unui coeficient de frecare sigur este foarte importantă. Când coeficientul de frecare real este mai mare decât cel luat în calcul − după API, valoarea standard este 0,08 − şi se aplică momentul de strângere API, îmbinarea rămâne de fapt mai puţin strânsă, cu riscurile cunoscute: etanşeitate nesatisfăcătoare, oboseală, uzură exagerată a filetului. Invers, când coeficientul de frecare real este mai mic decât cel utilizat la calculul momentului aplicat, îmbinarea va fi prea strânsă şi sarcina de tracţiune disponibilă în timpul exploatării va fi mai redusă decât cea prevăzută. Modificarea coeficientului de frecare de la 0,08 la 0,06 sau 0,10 schimbă momentul de strângere real cu până la ±20 %, în funcţie de tipul îmbinării.

Garnitura de foraj

95

În timpul lucrului, în sondă, coeficientul de frecare scade datorită creşterii temperaturii; îmbinările se pot strânge peste valoarea momentului recomandat, cepul se alungeşte, mufa se lărgeşte.

Unsorile trebuie să absoarbă apa, să fie necorozive şi netoxice.

În general se folosesc unsori preparate din ulei şi vaselină consistentă, în care se introduc pulberi de zinc, plumb sau cupru, până la 60 %, şi praf de grafit 10 − 20 %. Metalele respective sunt maleabile, se deformează uniform fără să se fisureze, asigurând un film continuu între suprafeţele de contact.

În România, se recomandă o unsoare obişnuită dintr-un lubrifiant de uz general la care se adugă pulbere de zinc şi grafit. Există două variante: tipul A cu 15 % grafit, 15 % zinc şi tipul B cu 20 % grafit, 30 % zinc. Unsoarea constituie o masă consistentă, omogenă, unsuroasă, de culoare închisă.

Normele API recomandă unsori cu 40 − 60 % pudră de zinc sau 60 % pudră de plumb.

Toate normele limitează conţinutul de sulf la 0,3 %.

3.4. Alcătuirea garniturii de foraj. Garnituri combinate Pentru fiecare fază de adâncire a unei sonde (fazele sunt definite în general de diametrul sapei), ca şi pentru orice altă situaţie de lucru, garnitura de foraj se ,,formează” astfel încât să-şi îndeplinească, în condiţii optime, rolul ei.

Trebuie stabilite tipul, diametrul nominal, grosimea peretelui, clasa de rezistenţă a materialului şi categoria de uzură a prăjinilor de-a lungul garniturii de foraj. Factorii determinanţi sunt: diametrul sondei şi adâncimea anticipată, turaţia şi apăsarea pe sapă, stabilitatea formaţiunilor din pereţii sondei, tipul sapei, profilul spaţial al sondei, debitul de circulaţie şi, evident, scopul urmărit: foraj propriu-zis, instrumentaţie, dirijare, circulaţie.

Prăjinile grele. La alegerea diametrului se au în vedere două considerente.

În principiu, prăjinile grele trebuie să aibă diametrul exterior egal cu 70 − 80 % din diametrul sapei, dar fără a depăşi 10 − 11 in; prăjinile cu diametrul mai mare sunt foarte grele şi se manevrează cu dificultate, iar momentele de strângere şi de slăbire sunt exagerat de mari, adeseori imposibil de realizat.

Garnitura de foraj

96

Diametrul minim recomandabil în funcţie de diametrul sapei şi cel al coloanei se calculează cu relaţia:

Dpg,min = 2 Dm − Ds , (3.99)

unde Dm este diametrul mufei burlanelor şi Ds − diametrul sapei.

De exemplu, dacă se tubează o coloană de 5 1/2 in într-o sondă forată cu sape de 8 3/8 in (212,7 mm) se pot folosi prăjini grele de 6 in, dar dacă se va tuba o coloană de 6 5/8 in sunt preferabile prăjinile grele de 6 3/4 in.

Pentru a reduce riscul de avariere a prăjinilor aflate imediat deasupra prăjinilor grele din cauza oboselii, se recomandă ca diferenţa de diametru să nu fie mai mare de 2 in. Ansamblul de prăjini grele va fi format, dacă este cazul, din tronsoane cu două sau trei diametre, mai mici spre capătul superior. În asemenea situaţii, tronsonul aflat deasupra sapei poate avea diametrul mărit, până la 80 − 90 % din diametrul sapei.

Exemplu. Pe o sapă de 12 1/4 in (311,2 mm) trebuie lăsată o apăsare axială de 250 kN. Densitatea noroiului din sondă ρn = 1250 kg/ m3. Coloana de burlane ce urmează să fie tubată are diametrul de 9 5/8 in (diametrul mufelor Dm = 10 19/32 in). Sonda este verticală. Diametrul prăjinilor de foraj este de 5 in. g ≈ 10 m/s2

Să se alcătuiască ansamblul de prăjini grele.

Soluţie. Masa necesară a ansamblului, cu un coeficient de siguranţă egal cu 1,15,

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −

⋅⋅=

78501250110

102501,15m3

kg20034≈

Dacă se consideră diametrul prăjinilor grele egal cu 70 − 80 % din cel al sapei, rezultă: Dpg ≈ 8 1/2 – 10 in.

Din relaţia (151), se obţine: Dpg,min ≈ 9 in.

Sunt posibile mai multe variante.

1. Deasupra sapei se plasează un pas (27 m) de prăjini grele de 9 in (228,6 mm), cu diametrul interior de 2 13/16 in (71,4 mm) şi masa unitară q8 = 290,7 kg/m. Masa lor totală m9 = 7850 kg.

În continuare vor fi montate prăjini grele de 8 in, cu diametrul interior de 2 13/16 in (71,4 mm) şi masa unitară q8 = 223,1 kg/m. Masa acestora m8 = 34 200

Garnitura de foraj

97

− 7850 = 26 350 kg. Lungimea lor l8 = 26 350/223,1 ≈ 118 m, ceea ce înseamnă 13 prăjini.

În concluzie, se vor folosi 3 prăjini de 9 in şi 13 prăjini de 8 in. Lungimea totală a ansamblului lpg = 145 m. Între acest ansamblu şi prăjinile de foraj se vor folosi 10 − 15 prăjini intermediare de 5 in.

2. Altă variantă presupune folosirea unui pas de prăjini de 7 in în zona de trecere. Acestea au diametrul interior de 71,4 mm şi masa unitară l7 = 163,4 kg /m. Ansamblul va avea următoarea alcătuire: 3 prăjini de 9 in, 12 prăjini de 8 in şi 3 prăjini de 7 in. Masa totală: 7850 + 24 100 + 4400 = 36 350 (c = 1,22). Lungimea totală a ansamblului lpg = 162 m.

Prăjinile de foraj. Diametrul lor se alege, de asemenea, în funcţie de diametrul sapei.

Pentru forajul propriu-zis se folosesc doar prăjinile de 3 1/2 – 5 1/2 in. Prăjinile de 2 3/8 şi 2 7/8 in se utilizează mai ales la instrumentaţii în sonde cu diametrul redus, la frezarea cimentului rămas într-o coloană sau liner de exploatare, atunci când forajul continuă peste adâncimea proiectată cu sape cu diametru mai mic sau atunci când sonda este proiectată cu sape cu diametrul redus. Prăjinile de 6 5/8 in se construiesc mai rar, dar ele trebuie folosite la sape cu diametre mari, unde momentele de dislocare sunt apreciabile şi solicitările de torsiune pot deveni periculoase; se reduc în acest caz şi tensiunile cauzate de încovoierea prăjinilor la pierderea stabilităţii.

Când se forează sub un liner intermediar garnitura de foraj este combinată (tronsonată).

În sonde adânci, garniturile de prăjini sunt formate din mai multe tronsoane: la partea superioară se utilizează prăjini mai rezistente decât cele dinspre capătul inferior, diametre şi grosimi mai mari, oţeluri superioare, clase de uzură mai mici. La alcătuirea garniturii se urmăreşte formarea unui solid de egală rezistenţă din prăjinile disponibile ori care pot fi procurate.

Într-o primă aproximaţie, lungimea tronsoanelor unei garnituri formate din prăjini cu caracteristici de rezistenţă diferite se determină luând în consideraţie doar tracţiunea sub greutatea proprie.

Se indexează cu 1 primul tronson de deasupra prăjinilor grele. La capătul lui superior se poate scrie egalitatea:

Garnitura de foraj

98

( ) ⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ρρ

−+o

npg gqLG 111

s

max

cF 1,= . (3.100)

Lungimea tronsonului

gq

G

gqc

FLp

g

o

nps

max

11

1,1

1−

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ρρ

−= . (3.101)

Efectul favorabil al flotabilităţii se neglijează pentru a compensa efectul frecărilor şi al tendinţelor de prindere. Valoarea minimă a coeficientului de siguranţă în acest caz este 1,33.

Dacă lungimea tronsonului L1 nu este se adaugă al doilea tronson format din prăjini cu rezistenţa la tracţiune mai mare (oţel, diametru, grosime superioare sau o clasă de uzură mai mică). Lungimea maximă a tronsonului 2, cu masa unitară qp2 şi sarcina maximă Fmax,2:

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ρρ

−=

o

nps

max

qgc

FL12

2,2

2

11

p

pg

qgqLG +

− . (3.102)

Calculele continuă până ce lungimea totală a tronsoanelor depăşeşte lungimea necesară pentru adâncimea maximă anticipată. Când ultimul tronson calculat este mult mai lung decât cel necesar, cele n tronsoane stabilite pot fi echilibrate uniformizând coeficientul de siguranţă la partea superioară a fiecărui tronson. În acest scop se rezolvă sistemul de ecuaţii:

=+ gqLGF

pg

max

11

1,

gqLgqLGF

ppg

max

2211

2,

++ ∑=

+== n

ipiig

nmax

gqLG

F

1

,.... , (3.103)

∑=

=+n

ipgi HlL

1 (3.104)

În a doua etapă se determină tensiunile reale în secţiunile cele mai solicitate (la partea superioară a fiecărui tronson şi deasupra prăjinilor grele), pentru diverse situaţii de lucru, ţinând seama de toate solicitările prezente: tracţiune , torsiune, presiune interioară, încovoiere. Se determină tensiunile echivalente şi în final coeficienţii de siguranţă la solicitările statice.

Garnitura de foraj

99

Dacă valorile acestora nu sunt satisfăcătoare, fie se modifică lungimea tronsoanelor, fie se apelează la prăjini mai rezistente.

Se poate efectua şi un calcul direct. Se exprimă diversele tensiuni în raport cu lungimea tronsonului Li,

A

ACBBLi 2

42−−= (3.105)

cu notaţiile:

2pWA= ( )pupu ApacApca −+ 222 ,3 22

up MA+ (3.106)

+= abWB p 2(2 ( ) pnupub cAbpapApp −−2 ,6)2 2pbuîp AMMA +σ+ (3.107)

+= 22(bWC p ( ) 2222padbb Abcppc σ−− ( ) 223)2 pbpîpî AMAAb +σσ++ (3.108)

şi

,0' Apgqa up += (3.109)

,00' ApGb += (3.110)

.2/ tDc= (3.111)

S-au notat: Wp − modulul de rezistenţă polar;

Ap − aria secţiunii transversale a prăjinilor;

A0 − aria secţiunii interioare a prăjinilor;

qp − masa unitară a prăjinilor;

G´ − greutatea în noroi a tronsoanelor anterioare;

D − diametrul nominal;

t − grosimea peretelui

Cu excepţia lui G´, toate mărimile se referă la tronsonul care se calculează.

După această alcătuire a garniturii la solicitări statice, fie se calculează coeficienţii de siguranţă la solicitări variabile în diverse secţiuni, fie se determină gradul de oboseală ce va fi acumulată în prăjini la forajul intervalului anticipat.

Racordurile speciale. De regulă, se aleg doar prăjinile, racordurile ce le echipează fiind stabilite de standarde. Ele au rezistenţa la tracţiune mai mare

Garnitura de foraj

100

decât a prăjinilor, dar rezistenţa la torsiune adeseori mai mică. Ea nu trebuie să scadă, totuşi, sub 80 % din rezistenţa prăjinilor.

Rezistenţa la torsiune a racordurilor se reduce pe măsură ce ele se uzează: ariile secţiunilor transversale critice şi cele ale suprafeţelor de etanşare se micşorează. Dacă acest moment este mai mic de 80 % din momentul de torsiune capabil al prăjinii, aceasta din urmă este coborâtă într-o clasă de utilizare inferioară, chiar dacă ea are o clasă superioară.

Diversele accesorii ale garniturii de foraj, cum sunt geala de foraj, stabilizatorii, amortizorul de vibraţii, supapele de reţinere, reducţiile diverse, sunt specifice condiţiilor de foraj concrete şi scopului urmărit.

101

4. Motoare hidraulice submersate

4.1. Caracterizare generală Dezvoltarea forajului dirijat şi a celui orizontal, în particular, precum şi cerinţele tot mai restrictive legate de diminuarea consumului energetic pentru învingerea frecărilor la rotirea garniturii de foraj, au impus dezvoltarea pe scară industrială, şi ca alternativă a forajului rotary, metoda de foraj cu motor submersat.

La cerinţele şi restricţiile impuse de forajul sondelor (energie de dislocare suficientă, dimensiuni transversale reduse, durată de funcţionare echivalentă cu cea a sapelor de foraj, siguranţă în funcţionare) au răspuns, până în prezent, motoarele hidraulice. Se folosesc în două variante: motoare hidrodinamice (turbinele de foraj) şi motoare hidrostatice (volumice). Turbinele de foraj funcţionează pe baza variaţiei impulsului curentului de fluid la curgerea sa prin sistemul de paletaje (rotor-statorice). Motoarele volumice (PDM -motoare cu deplasare pozitivă) lucrează pe baza variaţiei presiunii hidrostatice pe suprafaţa dinţilor rotorici care au profilul generat de curbe speciale cicloidale (epi-hipocicloide) şi o dispunere elicoidală.

La turbine transmiterea energiei fluidului are loc în cameră deschisă (în comunicaţie cu intrarea şi ieşirea motorului. La PDM camerele de lucru au formă şi volum variabil (comunicaţia cu intrarea şi ieşirea motorului se face periodic; presiunea variază fie treptat, fie în salturi).

În figura 4.1 sunt prezentate schemele de principiu ale motoarelor hidraulice de foraj. Constructiv, aceste motoare sunt alcătuite dintr-un ansanblu rotoric şi unul statoric. Turbina de foraj are ca organ principal de lucru etajul de turbină (ansamblul rotor-stator), un sistem complex de paletaje curbate cu rolul de schimbare continuă a direcţiei şi vitezei curentului de fluid. Elementele rotoare sunt asamblate prin presare axială pe un arbore, iar statorii sunt fixaţi axial într-o manta de oţel. Lagărul axial (multietajat) şi cele radiale reglează jocurile

Motoare hidraulice submersate

102

axiale/radiale dintre elementele rotoare şi cele statoare. Construcţia lagărului axial trebuie să fie capabilă să preia greutatea părţii rotoare, forţa hidraulică şi apăsarea pe sapă.

Motoarele elicoidale (PDM) au statorul construit dintr-o manta de oţel căptuşită la interior cu un elastomer profilat . Rotorul este un arbore profilat la exterior, plin sau tubular, confecţionat din oţel inoxidabil. Dantura celor două roţi realizează un angrenaj planetar interior (statorul este roata conducătoare, iar rotorul este satelitul). Dantura rotorului descrie o mişcare complexă – de rotaţie, în jurul axei proprii şi de transport, în jurul axei statorului (motorului).

Fig.4.1. – a. Turbina de foraj;

b. – motorul elicoidal.


103

4.2. Turbinele de foraj Turbinele folosite la foraj au diametrul (90-250 mm), lungimea (2-26 m), numărul de etaje (25-400), lucrează la debite de circulaţie până la (50-60 l/s), iar viteza de rotaţie la arbore acoperă un domeniu foarte larg (100-1000 rot/min). Ele pot fi simple de (8-9 m) şi cu 100-120 etaje, sau cuplate – formate din două sau mai multe secţii (turbine simple) – cuplarea se realizează prin înfiletare la corp şi cu cuplaje conice de fricţiune la arbori.

Geometria elementelor active Un etaj de turbină (fig.4.2) se caracterizează prin: înălţimea L (40-60 mm), număr de palete pe obada rotor/stator z (18-40), lungimea paletelor/lăţimea canalului de curgere l = (de – di)/2, diametrul de calcul/teoretic dm = (de + di)/2, pasul reţelei de palete t = π dm/z, grosimea paletelor δ (variabilă – 1-3 mm), măsurată normal pe linia mediană, vitezele absolute/relative la intrarea/ieşirea din rotor v1,2/w1,2, unghiurile formate de tangentele la linia mediană cu linia profilelor u (direcţia tangenţială) în punctele de intrare(1) şi cele de ieşire(2) ale paletelor rotorice α1,2/β1,2 (fig.4.3). La turbinele simetrice cu intrare axială α1 = β2 şi α2 = β1 = 90

o.

Fig.4.2. a – Elementul stator;

b – elementul rotor al etajului de turbinã.


104

Curgerea fluidului prin sistemul de paletaje

Fluidul are o miscare spaţială, care, descompusă într-un sistem de coordonate cilindrice dă trei componente de viteze: una axială vz, una radială vr (practic nulă) şi una tangenţială vu. Cinematica turbinelor de foraj se studiază la diametrul ipotetic dm. Dacă v este viteza absolută a curentului de fluid, u – viteza tangenţială a paletelor rotoare şi w – viteza relativă a fluidului (între acestea există corelaţia w = v – u). Debitul de intrare fiind egal cu cel de ieşire componentele axiale (pe z) ale vitezelor sunt egale cu vz. (viteza axială este direct proporţională cu debitul şi invers proporţională cu aria laterală a canalului de curgere).

ld

Qvm

vz χπ

η= , (

1

1αsint

δ−=χ ) (4.1)

Studiul cinematic al turbinelor presupune definirea triunghiurilor de viteze (compunerea vectorială a componentelor vitezelor în diverse puncte ale profilului de curgere). Forma poligonului de viteze depinde de mărimea unghiurilor constructive ale paletelor şi de viteza de rotaţie a rotorului (regimul de lucru: de frânare, optim – fără şocuri, de putere maximă, de mers în gol – fig.4.4). Componentele vitezelor pe direcţia tangenţială sunt:

v1u = vz ctg α1 = u - vz ctg β1 ; v2u = vz ctg α2 = u - vz ctg β2 (4.2)

w1u = - vz ctg β1 ; w2u = - vz ctg β2 (4.3)

Fig.4.3. Elementele geometrice şi cinematice ale etajului de turbină.


105

Parametrii de funcţionare şi caracteristica de lucru

Momentul la arborele turbinei în condiţia unei curgeri staţionare a unui fluid incompresibil este dat de formula Euler:

2212

QavvdQM muum

vm ρ=−ρηη= )( ; (4.4)

Puterea utilă la arbore

32 QadMuMP P

m

ρ==ω= ; (4.5)

Viteza de rotaţie

Qadun n

m

=π

=π

ω=

2. (4.6)

Căderea de presiune. Puterea mecanică realizată în etajul de turbină este dată de căderea de presiune utilă (efectivă)

)( uuef

mef vvu

QPp 21 −ρ== , (4.7)

iar căderea de presiune totală din etaj

2Qapp ph

ef ρ=η

= . (4.8)

Fig.4.4. Triunghiurile vitezelor curentului de fluid la intrare/ieşire rotor:

a – cazul general; b – cazul turbinei simetrice şi axiale.


106

Randamentul turbinei. Transformarea energiei hidraulice a fluidului de foraj în energie mecanică la arborele turbinei implică o serie de pierderi (volumice – scăpări de lichid ∆Q; hidraulice – în reţeaua de palete apar frecări între straturile de fluid şi vârtejuri la nivelul de separaţie cu reţeaua de palete; mecanice – frecări pe suprafeţele aflate în mişcare de rotaţie). Aceste pierderi sunt introduse prin randamentele corespunzătoare

QQ

QQef

v∆

−==η 1 , h

mefh P

Pp

p==η ,

efefmm Qp

PPP

==η , (4.9)

iar randamentul total

pQP

mhv =ηηη=η . (4.10)

Valorile curente pentru cele trei randamente sunt: 0,92-0,95 pentru randamentul volumic; 0,60-0,80 pentru randamentul hidraulic; 0,93-0,96 pentru randamentul mecanic. Randamentul total va fi maxim în regimul optim (fără şocuri): 0,40-0,70.

Caracteristica etajelor de turbină

Corelaţia existentă între parametrii de funcţionare ai motorului hidraulic defineşte caracteristica de lucru a motorului respectiv. La turbine se stabilesc (experimental – pe un stand de probă) dependenţele dintre moment, putere, cădere de presiune, randament şi turaţia arborelui la un anumit debit de lichid cu proprietăţi cunoscute. Caracteristica teoretică (intrinsecă a etajelor de turbină) nu ia în considerare pierderile energetice cu frecările din lagăre şi cu sapa (fig.4.5).

Dependenţele de tipul M = M(n) şi p = p(n) se stabilesc experimental, iar celelalte două curbe se ridică pornind de la relaţiile parametrilor de funcţionare.

Curbele caracteristice sunt: dreapta

Fig.4.5. Caracteristica teoretică a turbinei de foraj.


107

momentului

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−=−ρηη

π=−ρηη=

gfgvm

mg

mvm n

nMnnQduudQM 122

2

)()( ; (4.11)

cu gvmm

f QndM ρηηπ

=2

2

, (4.12)

momentul maxim, de frânare (n = 0); linia puterii nMP π= 2 , (o parabolă

patratică cu extremul gf nMP2π

=max ); linia presiunii (la turbinele cu circulaţie

normală căderea de presiune se consideră independentă de turaţie); linia randamentului (este asemănătoare cu linia puterii pentru turbinele clasice).

Lagărele turbinei

Există un lagăr axial multietajat montat la unul din capetele turbinei (preia sarcinile axiale) şi mai multe lagăre radiale (preiau momentul încovoietor al arborelui). La turbinele convenţionale lagărele sunt de alunecare de tip

metal-cauciuc. Variantele constructive de lagăr axial de alunecare sunt prezentate în figura 4.6. Lagărele sunt consumatoare de energie, astfel că din momentul turbinei se scade momentul forţelor de frecare din lagărul axial, şi acesta este, de fapt, momentul disponibil la sapă

a. b.

Fig.4.6. Construcţia lagărului axial de tip metal-cauciuc: a – deschis; b – etanş.


108

)( axadfg

flts FFrnnMMMM µ±−⎟

⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−=−= 1 , (4.13)

cu rf – raza de frecare a lagărului; Fad – forţa de adeziune dintre metal şi cauciuc (1-5 kN); µ – coeficient de frecare; Fax – forţa axială din lagăr. Forţa axială (dată de suma algebrică a sarcinii hidraulice, a greutăţii părţii rotoare şi a apăsării pe sapă) este aplicată fie de sus în jos, fie invers.

Alegerea şi exploatarea turbinelor de foraj

La traversarea unui interval cu turbina, în funcţie de adâncimea sondei şi diametrul sapei se stabilesc: diametrul turbinei, parametrii de foraj (apăsare, viteză de rotaţie şi debit de circulaţie), tipul de turbină şi numărul de etaje. Corecta funcţionare a unei turbine depinde de modul de alegere, de manipulare şi de modul efectiv de lucru în sondă. Toate anomaliile funcţionale se semnalează din timp şi se analizează cauzele ce le-au produs.

4.2.1. Motoarele elicoidale (volumice) La acest tip de motoare cuplul de rotaţie este dat de camerele elicoidale care se deplasează în lungul motorului sub forma unor pistoane hidraulice (etanşarea se realizează pe linii de contact spirale formate datorită prestrângerii existente între rotor şi stator. Deplasarea camerelor este provocată de diferenţa de presiune intrare-ieşire cameră. Funcţionarea angrenajelor de tip elicoidal presupune unele cerinţe: statorul are un dinte în plus faţă de rotor; lungimea activă a motorului este mai mare decât pasul elicei statorice; o corectă angrenare a danturii şi un contact permanent pe linia de angrenare; raportul dintre paşi tr /ts (rotor/stator) trebuie să fie egal cu raportul dintre numerele de dinţi zr /zs (raportul cinematic i = zr : zs).

Se construiesc motoare cu rapoarte cinematice de la 1 : 2 până la 10 : 11, cu mai mulţi paşi (2-7) şi chiar multietajate. În funcţie de gradul de prestrângere rotor-stator presiunea de lucru variază de la 6-8 bar la motoarele monoelicoidale (zr = 1), până la 20 bar la cele multielicoidale.


109

Geometria şi cinematica PDM

Curbele care realizează o angrenare corectă a mecanismelor de tip planetar folosite pe scară industrială la construcţia profilelor danturii motoarelor sunt arcele cicloidale (scurtate). Generarea curbelor (epi şi hipocicloide) este realizată prin dubla rostogolire (fără alunecare) a unor rulete (cerc generator) pe exteriorul şi interiorul unui cerc fix (bază) (fig.4.7).

Elementele geometrice ale unui motor elicoidal sunt: excentricitatea e = R1 - R2 = 2 r; înălţimea dinţilor h = 2 e = 4 r; unghiul de înclinare al elicei danturii θ (80-85o); pasul elicei la

stator ts şi la rotor tr (21 22 R

tR

ttg rs

π=

π=θ ); diametrul statorului (la fundul

dinţilor) Dc = 2 R1 + 4 r = 2 e (zr + 2); aria secţiunii totale pline cu lichid )( 124 2 +π= rzrA ; volumul camerelor de lichid pe lungimea unui pas

)( 124 2 +π= rs ztrV ; volumul de lucru (debitul specific)

33

2

24121

cr

rrr Dtgz

zzzq θ)(

))((+

++π= .

Un caz particular de motor elicoidal este cel monoelicoidal cu un singur dinte la rotor care, în secţiune transversală, este un cerc (fig.4.8).

Fig.4.8. Principiul de funcţionare al motorului monoelicoidal.

Fig.4.7. Angrenaj planetar cu i = 3 : 4.


110

Parametrii de funcţionare şi caracteristica de lucru

Turaţia qQ

qQn v

ef η== ; momentul la arbore (se determină din egalitarea puterii

mecanice cu cea hidraulică) π

=−π

=2

η qpMn

QpM mhmfr

efm

2; puterea utilă

QpMP mtη=ω= ; randamentul total al motorului hmht ηηη = .

La motoarele elicoidale sunt definite două tipuri de caracteristici – una mecanică şi una hidraulică.

Caracteristica mecanică (fig.4.9) evidenţiază variaţia parametrilor de funcţionare cu momentul, iar caracteristica hidraulică exprimă dependenţa parametrilor de funcţionare de căderea de presiune din motor.

La trasarea caracteristicii mecanice se admite o proporţionalitate liniară între pierderile de fluid şi căderea de presiune din motor ( mapQ =∆ ), astfel că turaţia variază liniar cu momentul

MqanMM

qaQ

qapQ

qn gfrm

π−=+

π−=−=

2211 )]([][ (4.14)

Celelalte corelaţii se stabilesc din ecuaţiile parametrilor de funcţionare, iar valorile extreme ale turaţiei, momentului, puterii şi căderii de presiune din condiţiile la limită.

În condiţii de funcţionare în sondă se urmăreşte variaţia căderii de presiune din motor (prin citirea presiunii la manometrul de la încărcător). Aceasta poate fi corelată cu momentul la arbore prin relaţia

( )π

∆=−

π=

22pqppqM gm . (4.15)

Fig.4.9. Caracteristica mecanicăinternă a motoarelor volumice.


111

Caracteristicile tehnice ale motoarelor elicoidale TRUDRIL sunt prezentate în tabelul 4.1, iar în figura 4.10 este redată caracteristica hidraulică a unui astfel de motor (cu raport cinematic 7 : 8).

Alegerea şi exploatarea motoarelor elicoidale

La acest tip de echipamente se recomandă respectarea indicaţiilor firmelor producătoare în privinţa parametrilor de lucru şi a performanţelor realizabile cu

Fig.4.10. Caracteristica hidraulică a motorului TRUDRIL cu i = 7 : 8.

Tabelul 4.1. Caracteristicile motoarelor elicoidale TruDrill


112

anumite tipo-dimensiuni de motoare. Manevrarea lor se face cu atenţie, se recomandă încercarea funcţionării supapei de by-pas la suprafaţă, pornirea motorului, iar în timpul funcţionării se urmăreşte cu atenţie presiunea de pompare. Pe măsură ce performanţele scad sub limitele tolerabile se verifică la suprafaţă jocul axial, pierderile de fluid pe lângă arbore şi funcţionarea celorlalte componente. Dacă sunt depăşite limitele admise, impuse de firma constructoare, motoarele sunt trimise la recondiţionat.

113

5. Instrumentele de dislocare

Clasificarea instrumentelor de dislocare: Destinaţie Tipul de dislocare Tipul rocilor Construcţie

Sape de foraj Capete de carotieră

Lărgitoare Corectori, alezoare

Aşchiere Sfărâmare

Abraziune (microaşchiere) Combinată

Slabe Medii Tari

Extra tari

Cu elemente mobile (role, discuri) Cu elemente fixe (lame, inserţii de

material dur, diamante mono şi policristaline, materiale compozite)

Evolutia sapele de foraj 1909 Prima sapă cu trei conuri – Hughes 1933 Prima coroană cu diamante pentru carotaj petrolier 1951 Prima sapă cu trei conuri cu inserţii din carburi de volfram 1953 Prima sapă cu diamante monocristaline 1970 Prima sapă cu lame armată cu diamante şi având profil în trepte 1976 Prima sapă cu diamante sintetice policristaline (STRATAPAX) 1979 Primul lagăr de tip palier (alunecare) de mare precizie 1981 Prima sapă cu diamante sintetice policristaline termostabile (GEOSET)

Această evoluţie a avut întotdeauna două obiective principale: creşterea vitezei de avansare (ROP – rate of penetration); creşterea duratei de lucru a sapelor.

5.1. Sapele cu role Există varietăţi după: numărul de role (cu 1, 2, 3 sau mai multe conuri); tipurile constructive: al elementelor active (cu dinţi frezaţi din oţel, cu inserţii dure din carburi metalice); al lagărelor (deschise sau etanşe, de rostogolire sau de alunecare); sistemul de spălare (interioară, exterioară – cu jet/maxijet); tehnologia de fabricaţie.

Construcţia sapei cu trei role: în figura 5.1 este prezentată schema de ansamblu a unei sape cu trei role.

Instrumente de dislocare

114

Fig.5.1. Schema de ansamblu a unei sape cu trei role.


115

Sapa este alcătuită din trei braţe (fălci) sudate, fiecare braţ este forjat şi uzinat împreună cu butonul port rolă apoi este supusă la un tratament termic. Rolele uzinate suportă şi ele un tratament termic înainte de a fi încărcate cu dantura. Se montează rolele pe butoane prin intermediul setului de lagăre, se asamblează cele trei braţe, se sudează şi se filetează cepul sapei, iar în final se marchează conform codificaţiei specifice.

Funcţionarea. Lucrul acestor sape are la bază două principii de distrugere a rocii: pătrundere (sfărâmare) şi alunecare (aşchiere); percuţie. Aceste efecte complementare sunt ponderate de duritatea rocilor care privilegiază un mod sau altul de dislocare. Pentru rocile moi (argile slabe) efectul de pătrundere/alunecare este preponderent în timp ce pentru rocile dure (cuarţite) va fi cel de percuţie. Dantura sapelor se diferenţiază în funcţie de tipul rocilor: roci moi – dinţi lungi cu alunecare importantă a rolelor; roci medii – dantură mai scurtă şi mai numeroasă, alunecare redusă; roci tari şi extra-tari – dinţii sunt înlocuiţi cu inserţii din carburi metalice (TC – tungsten carbide), alunecarea rolelor este foarte redusă (chiar nulă).

Geometria conurilor: cele trei conuri nu sunt identice şi sunt numerotate de la 1…3; conul 1 are vârful care ocupă centrul ansamblului, 2 şi 3 urmează în sens orar. Poziţionarea, unghiurile constructive şi diversitatea acestora este prezentată în figura 5.2.

Fig.5.2. Unghiurile constructive şi poziţionarea rolelor sapei.


116

5.2. Sapele cu diamante 1. Diamantele naturale: o structură a carbonului obţinută în condiţii de presiune şi temperatură ridicate; este cel mai dur mineral natural şi posedă proprietăti fizice excepţionale în comparaţie cu carbura de volfram (v. tab.4.1).

Tabelul 5.1. Proprietăţile fizice ale diamantelor. Proprietatea Diamantul Carbura de volfram

Densitatea (g/cm3) 3,52 14,7 Duritatea Knoop (G Pa) 8000 1500

Punct de topire (o C) 3650 2800

Rezistenţa la compresiune (G Pa) 8,68 4,50 Coeficientul de dilatare termică (10-6 K) 1,5…4,8 5,4

Conductivitatea termică (W m-1 K-1) 500…2000 100

Diamantul grafitizează la temperaturi de peste 1450o C; masa se măsoară în carate (1 carat = 0,2 g). Pentru caracterizarea sapelor cu diamante se foloseşte numărul de pietre pe carat (între 2 – sape cu pietre mari şi 12 – sape cu pietre mici). Diamantul natural există sub două forme: monocristalin şi policristalin; există mai multe calităţi de diamantele industriale (Carbonado, Congo, West Africa, Ballas).

2. Diamantele sintetice policristaline (PDC) – în 1955 General Electric a făcut sinteza diamantului în laborator dintr-un amestec de grafit, nichel şi cobalt (T şi P foarte ridicate), iar în 1971 a comercializat un diamant sintetic policristalin – STRATAPAX. PDC este obţinut dintr-un amestec de pulberi: de diamant (15…75 microni), de grafit şi un liant (şi cu rol de solvent), de regulă, cobalt la o presiune de ordinul 7 103 MPa menţinută până ce temperatura amestecului se ridică la 1400o C după care este supus la o intensitate electrică de ordinul a 3000 A. Aceste diamante sunt sensibile la o creştere a temperaturii peste 700o C din două motive: accentuarea fenomenului de grafitizare prin prezenţa cobaltului în structura lor; crearea de microfisuri în interiorul reţelei cristaline (datorită forţelor interne produse de marea diferenţă dintre coeficienţii de dilatare termică cobalt/diamant – 12/(1,5…4,8).

3. Diamantele sintetice policristaline termostabile (TSD) – GE şi Beers au pus la punct două procedee: GEOSET (GE) – diamante policristaline stabile până la 1200o C – liantul/solventul (Ni-Co) este eliminat prin acidizare iar produsul obţinut este o reţea poroasă de microdiamante sudate între ele; SYNDAX (BEER) – foloseşte siliciul ca liant (coeficient de dilatare apropiat de al diamantului).


117

Fabricarea sapelor cu diamante naturale

Insertate (pietre) – se realizează un model în grafit (negativul sapei) cu locaşurile pentru pietre şi nervurile pentru canalele de circulaţie; se plasează diamantele; se fixează miezul metalic; se umple matricea cu pulberi de volfram, nichel şi cobalt; se introduce ansamblul într-un cuptor electric pentru topirea liantului care leagă carbura şi diamantele; se sudează racordul la armătura de oţel.

Impregnate – pietre sau spărturi foarte mici (zeci de pietre pe carat) sunt prinse înt-o matrice de 5…10 mm grosime care îmbracă un corp de sapă.

Fabricarea sapelor cu diamante sintetice – sunt două procedee distincte în funcţie de tipul corpului sapei (din oţel sau pe bază de carbură de volfram):

1. Prin mulaj – suportul elementelor tăietoare este o matrice pe bază de carburi fabricată artizanal la fel ca la sapele cu diamante naturale, singura diferenţă rezidă din faptul că diamantele policristaline sunt brazate pe suport după demulaj (aceasta operaţie produce eforturi termice reziduale în elementele de tăiere care le reduc proprietăţile mecanice);

Fig.5.3. Construcţia sapelor cu diamante insertate.


118

2. Prin uzinare (frezare, turnare, montaj) – corpul sapelor este din oţel uzinat cu maşini cu comandă numerică, prevăzut cu găuri de dimensiuni precise în care sunt fixate prin fretaj butoni port diamante (fig.5.4).

Fig.5.4. Construcţia diamantelor PDC.

Fig.5.5. Sape de tip PDC. Fig.5.6. Sape de tip TSD.


119

5.3. Parametrii regimului de foraj Factorii care condiţionează viteza de avansare a unei sape de foraj sunt grupaţi în două categorii – parametrii mecanici (tipul de sapă, apăsarea şi viteza de rotaţie); parametrii hidraulici (debitul, presiunea, natura şi caracteristicile fluidului de foraj – densitate, viscozitate, filtrat).

Parametrii mecanici – alegerea sapei are în vedere marea varietate de duritate a formaţiunilor traversate prin foraj, gradul de cunoaştere al acestora ca forabilitate, grosime (cea mai bună sapă este cea care permite obţinerea într-o rocă dată a unui preţ de cost minim pe unitatea de avansare); apăsarea pe sapă este în funcţie de tipul de sapă – 1…3 tf/in (sape cu role), 0,6…1,5 tf/in (sape cu diamante), 0,4…1 tf/in (sape STRATAPAX) – apăsarea optimă se determină în şantier prin diverse teste şi este limitată de anumiţi factori (lungimea prăjinilor grele în sonde puternic deviate, probleme de control al traiectului, sapele cu diamante suportă apăsări mai reduse şi viteze de rotaţie mai mari); viteza de rotaţie – studiile de laborator şi cele din şantier au demonstrat că viteza de avansare creşte direct proporţional atât cu apăsarea, cât şi cu viteza de rotaţie (fig.5.7). De fapt parametrii apăsare-viteză de rotaţie sunt interdependenţi şi nu pot fi măriţi indefinit fără a se atenta la integritatea fizică a sapei, de aceea se caută cel mai bun cuplu (Gs-n) pentru a obţine viteza de avansare şi durata de lucru a sapei cea mai mare. Fabricanţii de sape recomandă pentru sapele cu trei

Fig.5.7. Influenţele parametrilor mecanici asupra vitezei de avansare.


120

conuri: dinţi frezaţi – 150…250 rot/min (roci moi), 30…70 rot/min (roci tari); dinţi insertaţi – 50…100 rot/min; pentru sapele cu diamante: industriale 600…1000 rot/min; PDC 100…400 rot/min; TSD 600…1000 rot/min.

Parametrii hidraulici – debitul de circulaţie asigură spălarea tălpii de detritus; pentru un debit dat dacă se creşte progresiv apăsarea pe sapă (v. reprezentarea Bingham, fig. 4.7) la un moment dat viteza de avansare nu mai este proporţională cu apăsarea sau chiar începe să scadă: acest punct este denumit punct de manşonare a sapei (balling up), debitul este insuficient pentru spălare, eficacitatea dislocării scade; fenomenul menţionat poate fi întârziat prin creşterea debitului, dar pot apărea alte restricţii de limitare (puterea pompelor, eroziunea hidraulică a pereţilor, presiunea de lucru a echipamentelor); viteza jeturilor – pentru sapele cu jet (spălare exterioară) se consideră că viteză jeturilor la ieşirea din duze trebuie să fie cuprinsă între 80…150 m/s. Influenţa caracteristicilor fluidului de foraj (densitate, viscozitate, procentaj de petrol, filtrare) nu este deloc neglijabilă şi poate avea efect de reducere cu peste 50 % a vitezei de avansare a sapei.

5.4. Clasificarea sapelor Sape cu trei conuri. IADC – International Association of Drilling Contractors foloseşte un sistem standardizat cu patru caractere (trei numerice şi unul alfabetic): primul caracter – 1…3, se referă la sape cu dinţi frezaţi destinate pentru formaţiuni moi, medii şi tari, iar 4…8, pentru sape compatibile cu roci slabe, slabe-medii, medii tari şi extrem de tari; al doilea caracter – 1…4, desemnează duritatea fiecărei grupe de formaţiune de la 1 – slabe la 4 – tare; al treilea caracter (de codificare) exprimă caracteristicile rolelor (lagăre, protecţia pe diametru), cifre de la 1…7; al patrulea caracter (alfabetic) defineşte caracteristicile adiţionale ale sapelor cu role (tab.4.2).

Tabelul 5.2. Codurile alfabetice ale IADC pentru sapele cu role. Codul Aplicaţia Codul Aplicaţia


121

A Foraj cu aer R Ramforsare sudată C Spălare interioară (duză centrală) S Sapă cu dinţi frezaţi D Sapă de deviere X Inserţii de tip daltă E Duze extinse (maxijet) Y Inserţii conice G Protecţie pe corp (armare) Z Inserţii de forme diferite J Foraj cu jet

Sapele cu diamante. Pentru identificarea unei sape cu diamante există şapte criterii de clasificare: tipul diamantului, tipul matricei, profilul sapei, hidraulica sapei, poziţionarea elementelor de tăiere (active), mărimea diamantelor, densitatea diamantelor. Se foloseşte un sistem de codificare cu patru caractere.

Tipul diamantelor şi al matricei: D – diamante naturale, carburi de volfram; M – diamante PDC, carburi de volfram; S – TSD, carburi de volfram; O – construcţii viitoare de sape; I – TSD, carburi de volfram.

Profilul sapelor: codificat prin nouă cifre (1…9 – abrupt, dublu con ascuţit, parabolic, con adâncit, dublu con, rotund, invers, concav, plat); se alege în funcţie de cotele geometrice (Ds– diametrul sapei, C–înălţimea conului interior şi G–înălţimea conului exterior) astfel (tab.5.3):

Tabelul 5.3. Codurile IADC pentru profilul sapelor cu role. Codificarea profilului sapelor

G–Înălţimea conului exterior C–Înălţimea conului interior Înalt, C > 1/4Ds Mediu, 1/8Ds < C < 1/4Ds Redus, C < 1/4Ds

Înalt, G > 3/8Ds 1 2 3 Mediu, 1/8Ds < G < 3/8Ds 4 5 6

Redus, G < 1/8Ds 7 8 9

Caracteristicile hidraulice (tab.5.4): pentru sapele cu diamante naturale codificarea se face prin trei litere – R pentru ieşire radială a fluidului; X – ieşire printr-un orificiu central; O – alte tipuri de ieşire; sapele cu diamante sintetice sunt codificate prin nouă cifre (1…9).

Tabelul 5.4. Codurile IADC pentru hidraulica sapelor cu diamante.

Codurile de proiectare pentru hidraulica sapelor cu diamante Sape cu diamante sintetice

Tipul orificiului Duze schimbabile Duze fixe Canal central Pe lame (bladed, h>1") 1 2 3

Pe nervuri (ribbed, h<1") 4 5 6 Dispunerea elementelor

tăietoare Pe întregul corp 7 8 9 Sapele cu diamante naturale

R – curgere radială X – curgere încrucişată O– alt tip de curgere

Mărimea şi tipul diamantelor: cel de al patrulea caracter simbolizează tipul, mărimea şi densitatea diamantelor folosite la o sapă (tab.5.5).

Tabelul 5.5. Mărimea şi densitatea diamantelor.


122

Mărimea diamantelor şi densitatea lor Densitatea

Mărimea Slabă Medie Intensă Mari 1 2 3 Medii 4 5 6 Mici 7 8 9

0 – diamante impregnate Mărimea diamantelor Diamante naturale,

Pietre/carat Diamante sintetice,

Înălţime uzabilă Mari < 3 > 5/8" Medii 3…7 3/8…5/8" Mici > 7 < 3/8"

Uzura sapelor

Modul de uzare al sapelor de foraj aduce informaţii esenţiale despre ceea ce se petrece la talpa sondei în timpul lucrului. Informaţiile au două componente: parametrii de foraj adaptaţi sapei alese; sapa adaptată formaţiunii traversate. IADC a stabilit opt criterii care permit codificarea uzurii unei sape de foraj: structura tăietoare – 1 internă, 2 externă; uzura principală –3; amplasamentul – 4; lagărele – 5; diametru – 6; alte tipuri de uzură – 7; cauza de extragere a sapei – 8 (tab.5.6).

Fişa de urmărire a unei sape cuprinde 8 coloane (tab.5.6), în coloana 1 este înregistrată uzura medie a structurii de tăiere interioare I (2/3 din suprafaţă), în coloana 2 este trecută uzură suprafeţei exterioare O (1/3 din suprafaţă). Pe o scară liniară de la 1…8 este descrisă uzura danturii (elementelor de tăiere) pentru toate tipurile de sape (fig.4.8, a). În coloana 3 este specificat modul de uzare D (dull), iar în coloana 4 localizarea uzurii L. Uzura lagărelor B se trece în coloana 5 şi ţine seama de tipul lagărului. Pentru lagărele deschise există o scară liniară de la 1…8 (uzura este în funcţie de timpul de rotaţie la talpă raportat la durata totală de viaţă a lagărului – fig.4.8, b). La lagăre etanşe (palier) uzura se marchează prin trei litere – E (etanş), F(pierderea etanşeităţii), X (sape fără lagăre, cu diamante). Uzura diametrului (de calibrare) G (coloana 6) se exprimă în 1/16" sau mm. Sapa cu diametrul nominal va avea codul I. Caracteristicile uzurii: majore – coloana 3, secundare – coloana 7. Cauzele de extragere ale sapei sunt evidenţiate în coloana 8 (lista caracteristicilor uzurii şi cauzele de extragere sunt prezentate în fişa tip). Amplasarea uzurii (coloana 4) se codifică: la sapele cu role prin patru litere – zona de uzură şi trei cifre – N uzură pe zona vârfului sapei, M – în zona mediană a rolei, H – pe coroana de bază, A – în toate zonele/pe conurile 1, 2 sau 3; la


123

sapele cu diamante uzura se identifică prin şase litere: C pe con, N–proeminenţa maximă, T–zona de tranziţie, S–pe umărul sapei, G–pe gardă şi A–pe toată sapa.

Cutting structure Inner Outer Dull char. Location

Bearings/Seals

Gage Other dull char.

Reason pulled

1 2 3 4 5 6 7 8

1 Inner cutting structure – (all inner rows) 4 Location 2 Outer cutting structure – (gage row only) Roller cone Fixed cutter În coloanele 1 şi 2 pe o scară liniară de la 1…8 N-nose row Cone# C-cone Este descris gradul de uzură al danturii: M-middle row 1 N-nose

Steel tooth bits G-gage row 2 T-taper 0 – No loss of tooth height A-all rows 3 S-shoulder 8 – Total loss of tooth height G-gage

Insert bits 5 Bearings/Seals A-all areas 0 – No lost, worn and/or broken inserts Non-sealed bearings Sealed bearings 8 – All inserts lost, worn and/or broken A linear scale estimating E-seals effective

Fixed cutter bits bearings life F-seals failed 0 – No lost, worn and/or broken cutting str. 0-no life used N-not able to grade 8 – All of cutting str. lost, worn and/or broken 8-all life used X-fixed cutter bit 3 Dull caracteristics 6 Gage (measure in fractions of an inch) *BC-broken cone; BF-bond failure; I-in gage BT-broken teeth/cutters; BU-balled up bit; 1/16 - 1/16" out of gage *CC-cracked cone; *CD-cone dragged; 2/16 - 1/8" out of gage CI-cone interference; CR-cored; CT-chipped 4/16 - 1/4" out of gage teeth/cutters; ER-erosion; FC-flat crested 7 Other dull characteristic: column 3 codes wear; HC-heat checking; JD-junk damage; 8 Reason pulled or run terminated *LC-lost cone; LN-lost nozzle; LT-lost teeth/ BHA-change BHA; DMF-downhole motor cutters; OC-off center wear; PB-pinched bit; Failure; DTF-downhole tool failure; DSF-drill PN-plugged nozzle; RG-rounded gage; string failure; DST-drill steam test; DP-drill

RO-ring out; SD-shirtail damage; SS-self Plug; CM-condition mud; CP-core point; sharpening wear; TR-tracking; WO-washed FM-formation change; HP-hole problem; out bit; WT-worn teeth; NO-no dull char. LIH-left in hole; HR-hours on bit; LOG-run logs; PP-pump pressure; PR-penetration rate; *Show cone # or #'s under location 4 RIG-rig repair; TD-total depth/casing depth; TW-twist off; TQ-torque; WC-weather cd.

Tabelul 5.6. IADC dull bit grading.


124

5.5. Alegerea sapelor de foraj La optimizarea programului sapelor de foraj se acceptă numeroase compromisuri din cauză multitudinii de variabile (alterabile/nealterabile): alterabile – noroi (tip, conţinutul de solide, viscozitate, filtrat, densitate); hidraulică (presiune de refulare, viteza jeturilor, debitul, viteza în spaţiul inelar);tipul de sapă (apăsare, viteză de rotaţie); nealterabile – meteorologice (amplasament, starea aparatului de foraj, temperatura la talpa sondei, prezenţa gazelor corozive, timpul de manevră, proprietăţile rocilor, calitatea echipei de foraj, adâncimea).

Există mai multe metode care permit optimizarea programului sapelor de foraj: preţul metrului forat; uzura sapelor; studiul statistic al fişelor sapelor folosite la sondele precedente; metoda energiei specifice; metoda echirentabilităţii (tab.5.7).

Fig.5.8. Gradul de uzură al danturii şi al lagărelor la sapele cu role.


125

Tabelul 5.7. Alegerea sapelor de foraj – criterii.

Criterii de alegere ale sapelor de foraj Notaţii: cm (costul/metru); cs (costul sapei); ci (costul orar mediu de utilizare a aparatului de foraj); tm (timpul mediu de manevră); ts (timpul de săpare); hs (avansarea pe sapă); vm (viteza de avansare)

Sapa A

cm = [cs+ ci(tm+ts)]/hs cmA = 105 $/m

cs ($), ci ($/h), tm (h), vm (m/h), hs (m) 3000, 1500, 9, 30, 300

Costul pe metru forat

Sapa B cmB = 112 $/m 9000, 1500, 9, 20, 600 Uzura observată RG – dantura de calibrare rotunjită; FC – uzură plată (flat crested); OFFSET –

uzură progresivă Studiu statistic Existenţa unei baze de date

Energia specifică W = Gs2πRsn, (Nm)

V = πRs2vm, (m3) Ws = W/V = (2,35 W n)/Ds vm,

(Nm/mm3)

Sapa A

cmA = 278 $/ft cs ($), ci ($/h), tm (h), ts (h), hs (ft) 2000x4, 2000, 9x4, 88, 920

Echirentabilitatea (break even)

y = a x+b csB = 9000$

a = ci/ cmA; A(0, y(0))

A(0; 93,5)

b = (cI tmB+ csB)/ cmA B(x, 0); x(y(0))= -(csB/ci+tmB)

B(13,5; 0)

126

6. Tubarea sondelor

6.1. Arhitectura unei sonde de petrol şi gaze O sondă de petrol sau de gaze este o gaură forată în subsol cu scopul de a accede la un zăcământ de hidrocarburi; obiectivul primar este fie de explorare (cercetare a rezervorului), fie de dezvoltare (punere în producţie a zăcământului).

Scopul esenţial al unei sonde este materializat prin următoarele aspecte: permite accessul la rezervorul subteran; asigură legătura între formaţia productivă şi sondă; permite ascensiunea afluentului de hidrocarburi în condiţii de totală securitate şi eficient către suprafaţă; între echipamentele din partea superioară, la suprafaţă, există dispozitive care permit controlul producţiei şi întreţinerea sondei (operaţii de lucru cu cablu, intervenţii şi reparaţii).

6.1.1. Programul de foraj şi de tubare Se referă la alegerea caracteristicilor construcţiei unei sonde şi are ca scop final atingerea obiectivului în cele mai bune condiţii economice şi cu respectarea unui anumit număr de date.

Caracteristicile ce se aleg sunt: diametrele corespunzătoare ale sapelor şi ale coloanelor de tubare; numărul de coloane şi adâncimile de tubaj; înălţimile de cimentare din spatele coloanelor.

Programul de foraj şi de tubare se stabileşte într-o schemă unică pornindu-se de jos în sus (fig.6.1): se alege diametrul coloanei de exploatare; se stabilesc cotele saboţilor şi diametrele diferitelor coloane şi faze de foraj prin deducerea diferitelor diametre (se pleacă de la ultima fază la nivelul obiectivului şi se merge către suprafaţă).

Tubarea sondelor

127

Coloanele de tubaj sunt alcătuite din tuburi standardizate de American Petroleum Institute (API) în specificaţiile 5 CT şi sunt caracterizate prin: geometria corpului tuburilor; tipul de oţel sau gradul; geometria mufelor de îmbinare.

Geometria corpului burlanului se caracterizează prin:

- diametrul nominal (diametrul exterior): pentru coloane 4 1/2 – 5 – 5 1/2 – 6 5/8 – 7 – 7 5/8 – 8 5/8 – 9 5/8 – 10 3/4 – 11 3/4 – 13 3/8 – 16 – 18 5/8 – 20 (inch); pentru tubing 1,050 – 1,315 – 1,660 – 1,900 – 2,063 – 2 3/8 – 2 7/8 – 3 1/2 – 4 – 4 1/2 (in);

- lungimile sunt definite pe domenii (range) şi se măsoară între faţa exterioară a mufei şi baza filetului cepului:

Range 1 Range 2 Range 3 Coloane 16…25 ft* 25…34 ft 34…48 ft

* 1 ft = 0,3048 m

Masa nominală sau masa unităţii de lungime (lb/ft respectiv kg/m) defineşte de fapt grosimea de perete a tubului prin intermediul unei relaţii matematice simple.

Fig.6.1. Modul de stabilire a adâncimilor de tubare.

Tubarea sondelor

128

Exemplu: un burlan de 9 5/8 in este disponibil pentru mai multe tipo-dimensiuni: (diametrul interior scade pe măsură ce masa nominală creşte).

Masa unitară, (lb/ft)

32,3 36,0 40,0 43,5 47,0 53,5 58,4 61,1 71,8

Grosimea de perete, (mm)

7,9 8,9 10,0 11,1 12,0 13,8 15,1 15,9 19,1

Driftul este diametrul calibrului ce trebuie să treacă prin interiorul tubului (calibrarea este operaţia ce se efectuează curent în şantier înainte de introducerea coloanei în sondă.

Grad de oţel: limita elastică după API este în realitate tensiunea care provoacă o alungire permanentă de 0,5% asupra epruvetei de încercare (limita de curgere); se exprimă printr-o literă urmată de valoarea limitei de curgere în mii de psi.

Oţeluri normale (nesudabile sau sudabile electric, normalizate, fabricate în cuptoare electrice Martin cu max. 0,04% fosfor şi 0,06% sulf) API 5CT Limita de curgere Limita de rupere Gradul Minimală Maximală Minimală psi MPa psi MPa psi MPa H40 40 000 276 80 000 552 60 000 414 J55 55 000 379 80 000 552 75 000 517 K55 55 000 379 80 000 552 95 000 665 N80 80 000 552 110 000 758 100 000 689 Oţeluri de înaltă rezistenţă (nesudabile, materia primă de acelaşi tip ca la cele normale) P105(1) 105 000 724 135 000 931 120 000 827 P110 110 000 758 140 000 965 125 000 827 Q125 125 000 862 155 000 1 069 135 000 931 V150 150 000 1 034 160 000 1 104 Oţeluri cu domeniu redus al limitei elastice (normalizate + revenite sau călite + revenite, sub 0,5% carbon aceste oţeluri conţin Mn, Cr, Ni, Cu, iat conţinutul în fosfor, sulf şi siliciu este inferior la 0,04; 0,06 şi 0,35%. Limita elastică (de curgere) Limita de rupere Duritatea Gradul Minimală Maximală Minimală Maximală psi MPa psi MPa psi MPa HRC C75 75 000 517 90 000 620 95 000 655 22 L80 80 000 552 95 000 655 95 000 655 23 C90 90 000 620 105 000 724 100 000 690 25,4 C95 95 000 655 110 000 758 105 000 723

1. Tuburi pentru ţevi de extracţie (tubing)

Fragilizarea prin H2S: prezenţa H2S provoacă ruperea materialului tubular la valori ale eforturilor sub limita de rezistenţă (SSC – sulfide stress cracking); apare fenomenul de fragilizare ca rezultat al acţiunii simultane a unor tensiuni ridicate şi a hidrogenului liber la suprafaţa metalului printr-o reacţie fier-H2S. Atomii de hidrogen au tendinţa de blocare a mecanismului de deformare a oţelului (acest mecanism este puternic influenţat de temperatură şi de limita elastică a materialului). Fragilizarea apare pentru oţeluri cu limita elastică superioară la 80 000 psi şi este maximă la temperaturi scăzute (peste 1500C nu mai este o problemă).

Tubarea sondelor

129

Coroziunea provocată de CO2: apele de zăcământ cu conţinut de CO2 sunt ape clorurate, acidulate cu acidul carbonic. Pentru prevenirea coroziunii sunt recomandate aliaje Ni-Cr-Mo cu un conţinut redus de fier.

Vallourec fabrică oţeluri rezistente la fragilizare cu indicativele (VH şi VHS), respectiv la coroziunea provocată de CO2 (VC pentru oţeluri cu 13% Cr, VCM pentru cele cu 9%Cr+1%Mo şi VS pentru cele cu Ni-Cr-Mo)

6.1.2. Tipuri de coloane Arhitectura unei sonde de explorare, de apreciere sau de dezvoltare comportă întotdeauna mai multe tipuri de tuburi cu caracteristici geometrice şi mecanice diferite, introduse în sondă unele în interiorul altora şi pe măsură ce sonda se adânceşte. Se caracterizează prin aspectul telescopic al coloanelor de tubare care o compun.

Interesează, mai întâi, diferitele tipuri de coloane (rol, caracteristici geometrice), apoi criteriile de alegere (dimensiuni şi poziţionarea în sondă). Se remarcă trei mari categorii de coloane: două de tubare (coloane întregi şi coloane pierdute); una sau mai multe (în funcţie de modul de completare) coloane de ţevi de extracţie (tubing).

Qvasi-totalitatea acestor tuburi au caracteristici geometrice şi mecanice standardizate după normele API: 5CT (burlane, tubing); 2B (tubulatură pentru construcţia structurilor); 5L (conducte).

Coloanele întregi

1. Coloana conductor/coloana de ghidare (CP – conductor pipe) – cu rolul de a evita surparea terenului de la suprafaţă, protejarea fundaţiilor instalaţiei de foraj şi asigură circulaţia fluidului de foraj în prima fază a forajului. În off shore această coloană asigură ancorarea prevenitoarelor de erupţie (BOP) şi suspendarea celorlalte coloane. În on shore funcţia de ancorare este asigurată, de regulă, de coloană de suprafaţă.

Tipuri caracteristice: pe uscat, tuburile de ghidare au diametre mari (20...42") adesea construite din rulouri de tablă sudate electric (pe generatoare – prin arc imersat şi cu aport de metal, Submerged Arc Welding SAW sau prin rezistenţă

Tubarea sondelor

130

electrică, Electric Resistance Welding ERW), fixate la câţiva metri în sol sau bătute cu un ciocan pneumatic până la o cotă predeterminată; în mare, în funcţie de tipul de platformă – fixă (jack up, compact rig, swamp barges, respectiv flotantă (semi submersibles, drillship) coloanele conductor sunt:

a – suporţi fixi: tuburi de diametru mare (22…42") bătuţi sau tubaţi şi cimentaţi într-o gaură precedent forată;

b – suporţi flotanţi: în acest caz capul de sondă şi prevenitoarele sunt situate pe fundul mării (mud line ML);coloana de ghidare (de regulă de 30") tubată şi cimentată într-o gaură de 36".

Îmbinare: coloana se formează din tuburi cu lungimea de 12…15 m, îmbinate fie prin sudură (excepţie suporţii flotanţi), fie prin conectori rapizi înşurubaţi sau încapsulaţi (squnch joints). Conform API în funcţie de diametru şi grosimea de perete există două norme API 5L (pentru conducte – pipe line) şi API 2B (tuburi pentru structuri) (v. tab.6.1).

Tabelul 6.1. Tipuri de conectori pentru coloanele conductor. Tipuri de conectori Grosimea de

perete, (in) Înfiletaţi Încapsulaţi

Dia

met

rul,

(in)

AP

I 5L

AP

I 2B

AB

B V

etco

Hun

ting

Dril

quip

AB

B V

etco

Hun

ting

Dril

quip

20 7/32…1

3/8 > 1 3/8

24 1/4… 1 9/16

> 1 9/16

26 1/4…1 > 1 30 1/4…

1 1/4 > 1 1/4

36 1/4… 1 1/4

> 1 1/4

L, LS, RL1, RL4

Swift DW, Cheetah LC

E60, S60, C60, FB60, D60, D90, versiune MT sau QT

ST, SR, ALT, ATD

Talon, Merlin, Lynx, Leopard

SL60, SF60, NS60, NF60, HF90

Fixarea în teren a coloanei conductor trebuie să asigure transferul către terenul adiacent a tuturor sarcinilor aplicate ulterior: BOP, alte coloane cu eventuale supratensiuni de ancorare şi etanşeitatea la baza coloanei (a sabotului) astfel ca terenul respectiv să reziste la presiunea hidrostatică exercitată de coloana de noroi cu care se continuă forajul.

2. Coloana de suprafaţă (ancoraj): stabilizează terenurile superficiale slab consolidate, izolează pânzele freatice şi la forajul terestru preia rolul de ancorare. Este alcătuită în general din tuburi obţinute prin laminare la cald. Îmbinarea se realizează prin filete API rotunde (8…10 spire pe inch), dar rar folosite datorită

Tubarea sondelor

131

riscurilor de încălecare a spirelor şi filete Buttress (5 spire/inch) cu o gamă foarte largă de extrapolări (Big Omega, Mannesmann, ABB Vetco, Drilquip,…).

3. Coloanele intermediare sau tehnice: izolează formaţiuni care conţin fluide de natură şi presiune de pori diferite; stabilizează formaţiunile ce pot compromite continuarea forajului: argile curgătoare, sare gemă, formaţiuni cu o slabă stabilitate în timp; înlocuieşte coloana precedentă cu una nouă având caracteristici mecanice mai bune (rezistenţă la turtire, spargere, agenţi corozivi,…).

Elemente caracteristice: sunt alcătuite din tuburi laminate fabricate din oţeluri cu proprietăţi mecanice ridicate; îmbinarea burlanelor se realizează prin înfiletare – faţă de tipurile amintite pentru coloana de suprafaţă, în acest caz se întâlnesc filete speciale care asigură o mai bună etanşeitate la gaze.

4. Coloana de exploatare (producţie – Atenţie!!! A nu se confunda cu coloana de ţevi de extracţie): este ultima coloană introdusă în sondă şi are rolul de a izola formaţiunea productivă (eventual acviferele) de alte formaţiuni sau de alte strate productive; prin ea se echipează sonda pentru punerea în producţie a rezervorului; este tubată fie la nivelul acoperisului orizontului productiv pentru completare în gaură liberă (open hole), fie la baza rezervorului, completare în gaură tubată (cased hole).

Fabricaţia şi îmbinările sunt similare cu cele de la coloanele intermediare. În plus, aceste burlane prezintă caracteristici mecanice particulare: rezistenţă la CO2 (oţeluri cu crom); rezistenţă la H2S (oţeluri cu HRC < 22), înaltă rezistenţă la spargere/turtire.

5. Coloanele pierdute (linere): sunt coloane tehnice sau coloane de exploatare ancorate la baza coloanei precedente (cca 100 m mai sus de sabot).

Pe lânga caracteristicile amintite la coloanele de exploatare (rezistenţă la H2S şi CO2), se aplică în anumite situaţii acoperiri interioare speciale (internal coating) pentru evitarea depunerilor sau chiar utilizarea de materiale compozite.

Tuburile au lungimea de aproximativ 9 m (range III API 5CT tubing: 8,53…9,52 m) şi sunt asamblate prin filete normale API (rond LTC: long thread coupling, STC:short thread coupling) şi non API: Vallourec: VAM ACE şi ACE XS; Mannesmann: BDS, TDS, MAT, ST/C, ST/P; Nippon Kokan: NK 3SB,NK EL, NK SL, NK FJ1; Grant/Atlas Bradford: CST-C, CST-P, TC-4S, TC-II, DSS-HTC, IJ-3SS, ST-FI, AB-TC; Hydril: CS, PH-4, PH-6, 503, 511.

Tubarea sondelor

132

În anexa 1 sunt prezentate listele de burlane de tubaj şi de tubing standardizate prin API 5CT.

6.2. Criterii de dimensionare Diametrul: burlanele ce compun o coloană de tubare trebuie să permită continuarea forajului asigurând trecerea liberă atât a sapei, cât şi a coloanei pentru intervalul următor. În cazul forajulul marin diametrul coloanei conductor este impus de anumite condiţii: rezistenţă la flambaj în cazul jack up, compatibilitate cu capul de sondă submarin pentru semi-submersible. Pentru tubing, diametrul se alege astfel încât să asigure producţia de hidrocarburi cu un consum energetic minim.

Rezistenţa: coloanele de tubare sunt astfel proiectate pentru a rezista la toate solicitările posibile să apară pe durată exploatării sondei (fazele de foraj, extracţie, injecţie, oprire);

Rezistenţă la spargere – controlul în securitate al afluxurilor (accidentale sau voluntare) ale fluidelor de formaţiune; presiunea interioară este, de regulă, maximă la suprafaţă (excepţie fac unele situaţii ale coloanei de exploatare);

Rezistenţă la turtire – coloanele sunt calculate să reziste la presiunea hidrostatică exercitată de fluidele din exteriorul lor sau la presiunea exterioară provocată de formaţiunile vâsco-plastice (sare) în cazul în care acestea se golesc la interior (voit sau accidental);

Rezistenţă la tracţiune şi flambaj – tracţiune: la introducere, testare în presiune, răcirea mediului înconjurător (noroi rece injectat sub presiune); compresiune: dilatare la creşterea temperaturii (la punerea în producţie).

Jocul: caracterul telescopic al arhitecturii unei sonde impune un anume joc între coloane, respectiv între coloane şi sapele de foraj (fig.6.2).

Tubarea sondelor

133

Jocul interior: permite trecerea sapei pentru faza următoare prin interiorul coloanei precedent tubate (3/32" : 2,5 mm);

Jocul exterior: asigură introducerea coloanei în gaură forată în prealabil şi o bună cimentare a spaţiului inelar din spatele coloanei (1/2 ": 12,7 mm). La alcătuirea succesiunii sape-coloane se urmăreşte: existenţa unui joc radial suficient de mare în exteriorul coloanei (în dreptul mufelor) pentru introducerea acesteia fără dificultăţi şi pentru realizarea unei cimentări eficiente a spaţiului inelar (jr = 7…70 mm); posibilitatea de trecere a sapelor prin coloana anterior tubată (Ds = Di + 2a).

Pe baza experienţei au fost propuse diferite corelaţii optime între diametrul sapei şi cel al coloanei (de regulă se impune jocul radial minim în dreptul mufelor) şi se urmăreşte îndeplinirea cerinţelor amintite pentru condiţiile naturale date şi în funcţie de tehnica de foraj aplicată (fig.6.3).

Fig.6.2. Corelaţia dintre sapele de foraj şi coloanele de tubare.

Tubarea sondelor

134

Remarcă: diametrul interior al unui tub este caracterizat prin două valori – diametrul interior propriu şi diametrul şablonului (driftul – tab 6.2); diametrul interior se determină prin diferenţa dintre diametrul nominal (exterior) şi de două ori grosimea nominală de perete; diametrul de şablon este diametrul minim care garantează libera trecere.

Fig.6.3. Stabilirea diametrelor de sape/coloane.

Tabelul 1.2. Exemplu: Burlanul Diametrul interior Driftul (şablonul) D, (in) Masa nom.,

lb/ft (#) mm in mm in

68 315,3 12,413 311,4 12,260 13 3/8 72 313,3 12,334 309,7 12,193 47 220,5 8,861 216,5 8,524 53,5 216,8 8,535 212,8 8,378

9 5/9

58,4 214,3 8,437 210,3 8,280 29 157,1 6,185 153,9 6,060 32 154,8 6,094 151,6 5,969

7

35 152,5 6,004 149,3 5,878

Tubarea sondelor

135

6.3. Programe de tubaj clasice Programe simple (lejere) – exemple:

cazul 1: CP 24" bătut; foraj 12" 1/4 şi tubaj 9" 5/8; foraj 8" 1/2 şi tubaj 7".

Cazul 2: CP 26" sau 24"; foraj 22" şi tubaj 16"; foraj 14" 3/4 şi tubaj 10" 3/4, foraj 9"5/8 şi tubaj 7"5/8, eventual foraj 6"3/4 şi liner de 5"1/2 .

Programe complexe (grele): CP 30" bătut sau introdus într-o gaură forată de 36"; foraj 26" şi tubaj 20" sau foraj 23" şi tubaj 18"5/8; foraj 17" 1/2 şi tubaj 13" 3/8, foraj 12"1/4 şi tubaj 9"5/8, foraj 8"1/2 şi tubaj sau liner de 7", eventual foraj 6" sau 5"7/8 şi liner de 4"1/2.

În cazuri bine definite (puternică instabilitate a unor zone, dificultăţi şi accidente în foraj, zone instabile neaşteptate) aceste programe se pot complica intercalând faze de foraj şi lărgiri particulare (exemplu: foraj 17"1/2 şi lărgire la 22" permite inserarea unei coloane de 16" între 20" şi 13"3/8; foraj 12"1/4 şi lărgire la 14"3/4 permite inserarea unei coloane de 11"3/4 între 13"3/8 şi 9"5/8). Aceste operaţii necesită folosirea de echipamente speciale (lărgitoare hidraulice cu braţe expandabile).

6.4. Stabilirea arhitecturii sondei Înainte de alegerea unei arhitecturi a sondei (program de construcţie) se consultă dosarele sondelor de referinţă şi se ţine cont de toate datele de bază cuprinse în programul de implantare. Se pleacă întotdeauna de la diametrul final impus fie de condiţiile de carotaj sau de diagrafiile electrice, fie prin imperativele de legătură strat productiv-sondă (controlul viiturilor de nisip), fie de necesităţile de activare ale sondei (pompaj, gaz lift), fie, în sfârşit, prin imerativele de productivitate (diametru de tubing pentru extracţie sau injecţie).

6.4.1. Leak off test (LOT) Testul de fisurare (receptivitate al stratelor) se face, de regulă, imediat sub sabotul fiecărei coloane tubate cu scopul de verificare a rezistenţei terenului şi etanşeitatea cimentării în zona din vecinătatea sabotului. De asemenea acest test

Tubarea sondelor

136

permite determinarea gradientului de fisurare al formaţiunilor traversate de sondă.

Modul de operare: se frezează cimentul şi sabotul coloanei şi se forează 3…5 m sub şiu; se circulă pentru omogenizarea noroiului; se retrage sapa în coloană şi se închide prevenitorul pe prăjini; se pompează prin interiorul garniturii de foraj la debit redus dar constant (50…100 l/min); se urmăreşte graficul presiunii de pompare în funcţie de volumul injectat: se opreşte pomparea în momentul în care curba are tendinţa sa-şi schimbe panta (presiunea corespunzătoare punctului de rupere de pantă corespunde debutului fisurării terenului – se cunoaşte cota verticală a sabotului şi densitatea fluidului folosit la test, astfel că se deduce presiunea maximă pe care o poate suporta formaţia înainte de absorbţia fluidului); transformată în densitate echivalentă această corespunde densităţii maxime ce poate fi utilizată în cursul forajului.

Cunoaşterea punctului "leak off" permite, în egală măsură, să se ştie, la fiecare fază de foraj şi în funcţie de densitatea de noroi folosit, presiunea maximă ce poate fi permisă la capul de sondă fără risc de influx la nivelul sabotului.

Frecvenţa de realizare a LOT: la debutul fiecărei noi faze de foraj (după frezarea cimentului şi sabotului); în cursul forajului: după traversarea unui strat permeabil, înainte de a pătrunde într-o zonă suspectă de anomalie sau de tranziţie, înainte de creşterea notabilă a densităţii fluidului de foraj.

6.4.2. Determinarea adâncimii sabotului Se aplică două metode pentru determinarea cotei maxime la care trebuie tubată o coloană: prima metodă face apel la ipoteza sondei pline cu gaze (cea mai penalizantă); pentru obţinerea cotei maxime la care se introduce sabotul unei coloane ce precede intrarea în capul unui rezervor se pleacă de la poziţia şi presiunea de pori presupuse – se trasează dreapta ce corespunde cu presiunea de pori, iar proiecţia punctului de intersecţie al acesteia cu gradientul de fracturare pe axa adâncimii dă poziţia sabotului coloanei (fig.6.4); a doua metodă constă impunerea opririi forajului (deci efectuarea unui tubaj) când densitatea noroiului atinge valoarea "leak off" a tubajului precedent (redusă cu 5 puncte) (fig.6.5).

Tubarea sondelor

137

Noţiunea de aflux admisibil (kick margin) – volumul maxim de aflux de fluide din strat în sondă acceptat fără a avea riscul de fracturare a rocilor de la sabot (se admite arbitrar în funcţie de echipamentele de detecţie din dotarea instalaţiei de foraj, antrenamentul şi gradul de pregătire al echipei de foraj, capacitatea de tratare a unei manifestări eruptive la suprafaţă. Studiile de control ale manifestărilor eruptive arată că presiunea la nivelul sabotului atinge valoarea maximă fie în momentul închiderii sondei (dop de gaze la talpă), fie când partea superioară a dopului de gaze atinge nivelul sabotului în cursul evacuării afluxului.

Cazuri: 1. Dop de gaze la talpă – sonda închisă;

2. Evacuare aflux (dopul de gaze atinge nivelul sabotului cu capătul superior).

Fig.6.4. Determinarea cotei sabotului din ipoteza sonda plină cu gaze.

Tubarea sondelor

138

Cu notaţiile: Hz – distanţa dintre strat şi sabot; dn – densitatea noroiului; dg – densitatea echivalentă a gazelor în condiţii de zăcământ; haf – înălţimea dopului la talpă; hx – înălţimea afluxului când acesta atinge nivelul sabotului; pfrac – presiunea de fracturare la sabot; pp – presiunea de formaţie a rezervorului; pz – presiunea la talpa sondei; psab – presiunea la nivelul sabotului; RV – raţia volumelor spaţiului inelar talpă-suprafaţă (Vsi z/ Vsi 0); Sec – siguranţa de presiune exercitată asupra rezervorului; Vmax – volumul maxim de aflux;

pz = pp + Sec ; psab < pfrac ;

Fig.6.5. Determinarea cotei sabotului pe baza densităţii maxime admisibile.

Tubarea sondelor

139

Tabelul 6.3. Relaţiile de calcul ale înălţimii afluxului de fluide. Aflux la talpă (sonda închisă) Evacuare aflux (gazele ajung la sabot)

fracnafzgafzsab pgdhHgdhpp <−−−= )( fracnxzgxecpsab pgdhHgdhSpp <−−−+= )(

( )gn

nzecpfracaf ddg

gdHSpph

−+−−

≤ ( )gn

nzecpfracx ddg

gdHSpph

−+−−

≤

( )z

fracecph gH

pSpd

af

−+==0min

gn

nzaf dd

ddHh−

−= min 0)(. sixfraczsiafecp VhpVhSpconstpV =+⇒=

zsizVHV =max Vfrac

ecpafx Rp

Sphh

)( +=

gn

nz

ecp

Vfracaf dd

ddHSpRph

−−

+< min

)(

6.4.3. Restricţii legate de instalaţia de foraj La stabilirea arhitecturii unei sonde aparatul de foraj şi echipamentele sale trebuie să permită realizarea programului prevăzut (capacitate de ridicare a sistemului de manevră, capacitatea garniturilor de foraj, capacitate de pompare, capacitate de stocare).

6.4.4. Cazul sondelor deviate şi orizontale Până în acest punct s-a presupus că profilul sondei este vertical, valabil, în general, pentru sondele de explorare. Există situaţii când obiectivul geologic este deplasat faţă de amplasamentul instalaţiei de foraj (cazul forajelor de conturare, dezvoltare, în special la forajul marin), dar şi în cazul unor foraje de explorare care pentru atingerea obiectivului necesită deplasarea amplasamentului la suprafaţă (zone locuite, existenţa unor obstacole naturale, etc.).

Se disting patru mari categorii de sonde deviate: profil în J (slant – în pantă); profil în S; sonde orizontale; sonde cu arhitectură complexă (exotice).

1. Sonde deviate în J: se compun dintr-o fază verticală, o fază de creştere a înclinării (build up) şi o fază stabilizată (tangentă).

2. Sonde deviate în S: proiecţia verticală a acestor sonde descrie forma de S – este vorba de fapt de un profil în J care se continuă cu o fază de scădere a înclinării (putându-se ajunge până la verticală); la fazele profilului J (2 sau 3 – faza stabilizată nu este obligatorie) se adauga faza de reducere a înclinării (drop off).

Tubarea sondelor

140

3. Sonde orizontale: sunt sonde deviate a căror înclinare ajunge la 900 . Profilul acestora se prezintă fie sub forma unui simplu build up (cazul în care punctul de intrare în zăcământ este situat în apropierea zonei de amplasare a locaţiei), fie dublu build up (două faze de creştere a înclinării care încadrează o parte rectilinie) dacă se urmăreşte o deplasare semnificativă (departure) faţă de intrarea în rezervor.

Un profil orizontal permite creşterea de o manieră semnificativă a lungimii drenei care traversează rezervorul (ameliorarea productivităţii sondei în raport cu un profil vertical sau deviat); se dovedeşte eficient în cazul stratelor productive ce conţin petrol greu (injecţie de vapori), strate subţiri, compartimentate, fracturate, drena orizontală pune în comunicaţie mai multe reţele de fisuri; diminuarea fenomenelor de coning (de apă sau de gaze). Ca dezavantaje se pot remarca: complexitatea diagrafiilor electrice, costul de 1,5…3 ori mai ridicat decât la sondele verticale, frecări importante (torque & drag) – de altfel, acestea limitează lungimea drenei.

4. Sonde cu arhitectură exotică: sunt profile deosebite de sonde deviate sau orizontale:

a. ERW – extended reach well, sunt sonde în J a căror deplasare orizontală este cu mult superioară cotei verticale a obiectivului (mai mult de 2,5 ori); principala problemă la realizarea unor astfel de profile o constituie frecările (pentru minimizare se aplică un profil a cărui curbură este catenară, apropiată de deformaţia naturală a garniturii în sondă); profilul teoretic se realizează cu un gradient de creştere a înclinării având o rată de variaţie constantă.

b. Sonde inverse – sunt sonde orizontale cu înclinarea peste 900 ; interesul principal al unui astfel de profil este că permite să se atingă şi să se pună în producţie două rezervoare sau compartimente plecând de la acelaşi amplasament la suprafaţă.

c. Sonde cu rază medie sau rază mică de curbură: Profile în J cu intensităţi de deviere de 3…7o/10 m (rază medie de 80…200 m); > 7o/10 m (rază mică < 80 m).

d. Multidrenele: sondele care prezintă mai multe ramificaţii realizate plecând de la un trunchi comun (deviate sau orizontale, situate la acelaşi nivel sau la nivele diferite); interesul acestui gen de sondă este legat de productivitate şi de modul de exploatare. Această tehnică, relativ recentă este în plină evoluţie (problema

Tubarea sondelor

141

principală o constituie modul de izolare a drenelor de trunchiul central şi selectivitatea reintrărilor (alegerea drenei la care se doreşte intervenţia).

Influenţa asupra programului de tubare: arhitectura unei sonde deviate sau orizontale se proiectează de aceiaşi manieră ca la sondele verticale. Devierea sondelor lungeşte sistematic fazele de foraj, deci se are în vedere riscul instabilităţii pereţilor sondei legat de creşterea sensibilă a duratei forajului (posibilitatea încărcării programului de construcţie) pe de o parte, iar pe de altă zona de creştere a înclinării este instabilă în timp. Trecerea repetată a garniturii de foraj va eroda generatoarea superioară a peretelui sondei mărind riscul de prindere. De asemenea se va avea în vedere faptul că un profil deviat poate antrena fenomene de uzură rapidă a coloanelor intermediare sau de exploatare.

6.4.5. Stabilirea înălţimii de cimentare a coloanelor Rolul cimentării: asigurarea etanşeităţii spaţiului inelar dintre sondă şi coloană în special la nivelul sabotului şi a ancorajului părţii inferioare a coloanei în teren.

Înălţimi de cimentare: burlanele de ghidaj (conductor) şi coloanele de suprafaţă sunt cimentate pe toată înălţimea (la zi); coloanele intermediare, ca regulă generală, se cimentează cu 150…300 m deasupra sabotului sau cu 150 m deasupra nivelului rezervoarelor (acvifere sau cu hidrocarburi), a zonelor cu probleme (sare); coloanele de exploatare sunt cimentate pe o înălţime cu 150 m deasupra nivelului strattului productiv; linerele sunt cimentate pe toată lungimea lor, etanşeitatea fiind dublată de o garnitură complementară din elastomer (packer).

Cazul sondelor de dezvoltare (exploatare): în marea majoritate spaţiile inelare dintre coloane nu sunt cimentate pentru evitarea creării de spaţii inelare închise; eforturile termice generate la punerea în producţie pot dezvolta presiuni considerabile în spaţiile respective antrenând fie spargerea coloanei exterioare, fie turtirea coloanei interioare; se preferă lăsarea acestui spaţiu deschis la nivelul tubajului precedent (se asigură o supapă naturală pentru păstrarea integrităţii coloanelor). Acestă supapă este foarte importantă pentru sondele submarine la care toate spaţiile inelare sunt închise la nivelul liniei de mâl (mud line).

Tubarea sondelor

142

6.5. Echiparea coloanelor Pregătirea găurii de sondă: înainte de tubare în gaura de sondă se efectuează măsurători diferite. Cele mai numeroase se fac la iniţiativa geologului, dar sunt şi câteva cerute de inginerul de foraj (cavernometrie – utilă la stabilirea cantităţii de pastă de ciment şi a locului de plasare a centrorilor; măsurători de deviaţie – pentru a se determina curbura sondei, schimbările bruşte de înclinare sau de azimut, posibilele dificultăţi la introducerea coloanei de burlane; măsurători de temperatură – permit determinarea timpului de pompabilitate pentru sondele adânci. Măsurătorile amintite sunt însoţite şi de operaţii de recunoaştere a formaţiunilor traversate prin foraj indispensabile la interpretarea lor (microlog, microlaterolog împreună cu cavernometru; pandajmetru în ansamblu cu foto-înclinometru; carotaj termic maximal cu înregistrarea curbelor de PS-rezistivitate). După diagrafiile electrice se face un marş de control cu garnitura de foraj pentru verificarea accesului liber la talpa sondei, circulaţia şi reglarea caracteristicilor fluidului de foraj. Garnitura de foraj pentru controlul găurii de sondă este rigidizată cu 1…2 alezoare cu role cu rol de calibrare (se insistă prin treceri repetate în zonele cu probleme – fără a se uita că în timp instabilitatea pereţilor creşte);

Pregătirea coloanei de tubare – începe în zilele premergătoare operaţiei de tubare şi constă în: Stocarea pe rampa de material tubular a burlanelor de tubare în strate succesive (nu mai mult de trei) şi în ordine precisă (ordinea normală de introducere să corespundă cu compunerea proiectată a coloanei). Pe măsură ce burlanele sunt depozitate acestea sunt identificate (grad de oţel, grosime de perete, îmbinare), măsurate şi numerotate după ce au fost reperate, filetele sunt curăţate şi unse. Amplasarea accesoriilor de coloană (şiul/sabotul şi inelul de reţinere sunt înfiletate la burlanele respective cu o răşină epoxidică care le blochează împotriva deşurubării); centrorii sunt plasaţi, de regulă, în porţiunea inferioară a coloanei, în dreptul şiului coloanei precedente, încadrează dispozitivul de cimentare etajată, iar la forajul dirijat au o amplasare specială; răzuitorii de turtă (scarificatorii) sunt plasaţi în dreptul stratelor poros permeabile.

Introducerea coloanei – eficienţa procesului de foraj reclamă o valoare cât mai redusă a timpilor neproductivi, însă viteza de coborâre a coloanei de tubare este controlată în funcţie de presiunile suplimentare generate prin pistonare şi prin curgerea fluidului în spaţiul dintre coloană şi sondă. Manevrarea tuburilor se face

Tubarea sondelor

143

de aceeaşi manieră cu prăjinile de foraj cu diferenţa că echipamentele şi sculele sunt adaptate la diametrul mai mare şi rezistenţa la turtire mai redusă (masă de cimentare, broască cu pene, cleşte mecanizat de înfiletare). Este recomandat ca această operaţie să fie executată de o societate specializată, sondorul şef având rolul de supraveghere la umplerea coloanei cu noroi şi a nivelului hidrostatic în sondă. Operaţia de tubare este considerată încheiată după introducerea ultimului burlan la care se montează capul de cimentare şi dopurile separatoare.

Accesoriile de coloană:

– Şiul (sabotul) are formă rotunjită, uşurează ghidarea şi înaintarea coloanei în gaura de sondă. Se disting mai multe variante constructive: şiu simplu cu canal deschis, cu sau fără calotă din ciment; şiu cu dispozitiv/valvă anti-retur permanent (fig.6.6). Avantaje – împiedică reîntoar-cerea pastei în coloană la finalul cimentării, elimină riscul erupţiei prin interiorul coloanei. Dejavantaje – coloana se introduce cu viteză mică pentru diminuarea suprapresiunilor pe formaţiune, reclamă umplerea coloanei pe la partea superioară. Şiu cu valvă de reţinere transformabil – permite umplerea coloanei pe jos cât timp sistemul anti-retur nu este activat (cu o bilă sau prin circulaţie la un anumit debit); de regulă acest tip de şiu este cu umplere automată (şiu diferenţial).

– Inelul de reţinere (niplul) serveşte drept locaş pentru dopurile de cimentare (poate fi de acelaşi tip cu şiul). Se plasează la două-trei burlane deasupra şiului pentru a se reţine în interiorul coloanei pasta de ciment contaminată cu colmatajul răzuit de dopul doi de cimentare.

– Centrorii asigură un spaţiu inelar uniform în jurul coloanei pentru o bună calitate a cimentării. Există reguli de plasare a centrorilor pentru sondele verticale şi pentru cele deviate, respectiv în gaură liberă sau în porţiunea tubată. Se construiesc centrori de tip rigid şi de tip elastic. Centrorii rigizi (pozitivi) cu lame în U sunt plasaţi între tubaje, cei elastici centrează coloana în gaură liberă (sunt cu lame drepte sau

Fig.6.6. Şiul de coloană (simplu/cu valvă).

Tubarea sondelor

144

spirale) (fig.6.7).

– Scarificatorii (răzuitorii de turtă de colmataj) servesc la distrugerea mecanică a turtei favorizând o mai bună aderenţă a cimentului la formaţiune. Se plasează în zona stratelor productive dacă se doreşte o izolare perfectă la nivelul rezervorului de hidrocarburi. Se aleg în funcţie de mişcarea impusă pentru coloană pe parcursul cimentării (rotaţie – scarificatori rotativi; manevre longitudinale – răzuitori alternativi).

– Coliere (membrane) turbulizatoare (fig.6.8). Modifică profilul de viteze la curgerea în spaţiul inelar cu efect de ameliorare a eficienţei dezlocuirii fluidului de foraj de către pasta de ciment. În zonele escavate ale găurii de sondă facilitează înlocuirea fluidului de foraj (forma de disc de cauciuc cu diametrul superior diametrului sondelor, cu nervuri spiralate, forţează laptele de ciment să circule către adâncitura escavaţiei). Se recomandă inversarea sensului nervurilor spiralate la două coliere succesive.

– Umbrelă de cimentare (fig.6.9). Se foloseşte pentru diminuarea pierderilor de pastă de ciment în zonele cu gradient de fisurare redus (la adâncimi mici sau medii) şi lucrează pe principii pur mecanice. Nu împiedică transmiterea de presiune, însă, limitează sensibil trecerea fluidelor. Se construiesc două tipuri – modelul

Fig.6.7. Dispozitive de centrare a coloanei.

Fig.6.9. Umbrelă de cimentare.

Fig.6.8. Membrană turbulizoare.

Tubarea sondelor

145

clasic în formă de umbrelă pliată (nerecomandată în gaură liberă) şi umbrelă tip centror (un ansamblu monobloc).

146

7. Cimentarea sondelor

7.1. Generalităţi Operaţia de cimentare presupune plasarea în spaţiul inelar al coloanelor de tubare a unei paste liante (amestec apă-ciment praf) care, prin prizare şi ulterior prin întărire, formează un inel de ciment (piatră de ciment), rezistent mecanic, pe cât posibil uniform, etanş şi aderent atât la coloană, cât şi la roca din peretele sondei.

Scopul cimentării:

– să împiedice circulaţia nedorită a fluidelor în spaţiul inelar (intercomunicaţia stratelor);

– să solidarizeze coloana de burlane de pereţii sondei;

– să protejeze coloana la exterior de acţiunea agresivă a agenţilor corosivi.

Pentru realizarea unei cimentări de calitate fluidul de foraj din spaţiul inelar ce urmează a fi cimentat trebuie să fie complet dizlocuit.

7.2. Clasificarea cimentărilor Cimentările de coloane au roluri multiple: izolează un strat productiv de stratele adiacente; asigură mecanic tubajul prin legarea de masivul de roci; protejază coloanele împotriva coroziunii provocate de fluidele cantonate în stratele traversate; furnizează o bază etanşă pentru echipamentele de control şi de securitate montate în capul sondei.

Cimentările sub presiune. În sonde tubate şi perforate au ca rol: injectarea sub presiune de pastă de ciment suplimentară pentru consolidarea sau remedierea cimentărilor primare; izolarea unui strat productiv epuizat; izolarea unui strat din zonele adiacente cu scopul de limitare a procentului de apă sau gaze ce însoţesc producţia de petrol.

Cimentarea sondelor

147

Cimentările pentru realizarea de dopuri de ciment în gaură liberă în timpul forajului cu scopul: de colmatare a viiturilor de apă; de obturare a zonelor cu pierderi de circulaţie; să realizeze un punct de sprijin pentru devierea sondei (side track); să realizeze o secvenţă de abandon a unei sonde.

Cimentarea unei coloane de burlane are ca principiu forţarea pătrunderii laptelui de ciment în spaţiul inelar dintre sondă şi coloană (se pompează direct prin interiorul coloanei sau a prăjinilor de foraj pasta de ciment urmată de fluidul de refulare, pasta urcă în spatele coloanei până la o înălţime prestabilită). Pasta este preparată la suprafaţă în flux continuu cu ajutorul unor mixere (ejectoare de apă sub presiune care antrenează şi hidratează praful de ciment până la o habă tampon în care se controlează densitatea amestecului), apoi este preluată de pompe cu piston de înaltă presiune şi pompată în sondă.

Cimentarea primară unietajată este prezentată în figura 7.1. Etapele operaţiei sunt: pomparea pastei între cele două dopuri de cimentare; lansarea dopului doi; pomparea fluidului de refulare.

Cimentarea sondelor

148

Cimentarea etajată – coloana este echipată cu mufă specială (DV). Treapta inferioară se cimentează similar cu o cimentare primară, la finele acesteia se deschid orificiile DV, iar circulaţia fluidelor se face de la această cotă (fig. 7.2).

Cimentarea de coloană pierdută (liner). Se realizează pe toată înălţimea (pentru o mai bună susţinere mecanică şi o mai bună etanşeizare a spaţiului dintre coloane. După modul de instalare se disting două tipuri de coloane pierdute: sprijinite pe talpa sondei (puţin aplicată în

Fig.7.1. Cimentarea unietajată.

Fig.7.2. Cimentarea etajată.

Cimentarea sondelor

149

practică); coloană suspen-dată în coloana precedentă (fig. 7.3).

Cimentarea sub presiune. Are ca scop completarea cu pastă injectată sub presiune a unei zone cimentate ineficient sau crearea unei noi etanşeităţi. Pomparea este urmată de opriri periodice, iar creşterea presiunii se face gradat până se atinge valoarea finală.

Cimentarea pentru formarea de dopuri. Operaţia se execută cu garnitura de foraj şi constă în plasarea, prin simplă circulaţie, a unei cantităţi de pastă în gaura de sondă. Obişnuit, operaţia se realizează la echilibru, înălţimea acoperită depinde de scopul urmărit (abandonarea unei sonde prin izolarea stratelor permeabile şi închiderea definitivă la şiul coloanei; închiderea unui strat acvifer etc.).

7.3. Factorii de eficienţă ai cimentării Se pot defini trei categorii de factori care influenţează semnificativ calitatea unei cimentări:

– factori geologici (fluidele din porii rocilor traversate de sondă – natura, presiunea şi mineralizaţia acestora; litologia, permeabilitatea, porozitatea şi gradul de fisurare al rocilor; temperatura geostatică);

– factori tehnici (geometria spaţiului cimentat – jocul coloană-sondă, excentricitatea coloanei, prezenţa ocnirilor, a găurilor de cheie, a schimbărilor de secţiune, a schimbărilor de direcţie (înclinare, azimut); echiparea coloanei – prezenţa centrorilor, a scarificatorilor, a turbulizorilor, a packerelor exterioare de coloană);

Fig.7.3. Cimentarea de coloană pierdută.

Cimentarea sondelor

150

– factori tehnologici (tipul şi proprietăţile fluidelor vehiculate – noroi, pastă de ciment, fluid de spălare-separare, regimul de curgere, interacţiunea fizico-chimică a fluidelor în contact, durata de contact dinamic, metoda şi tehnologia de cimentare.

7.4. Dezlocuirea fluidului de foraj de pasta de ciment Pentru o bună cimentare gradul de dezlocuire joacă un rol determinant. De regulă

factorii tehnologici sunt cei care-l influenţează semnificativ: reologia fluidelor,

diferenţa de densitate, viteza şi regimul de curgere a fluidelor în contact, geometria

secţiunii de curgere, starea de mişcare sau repaus a coloanei de tubare, compatibilitatea

şi miscibilitatea fluidelor.

Pentru o bună dezlocuire a fluidului de foraj trebuie ca:

– 1. tensiunea la perete să depăşească rezistenţa de gel a fluidului de foraj;

– 2. tensiunile create prin circulaţie şi datorită diferenţei de densitate să învingă rezistenţele la forfecare a straturilor din interiorul fluidelor vehiculate;

– 3. să se asigure o distribuţie uniformă a vitezei relative pe toată secţiunea spaţiului inelar.

7.5. Zona de contact – fluide tampon Pentru evitarea contactului şi amestecului pastei de ciment cu fluidul de foraj metodele moderne de cimentare presupun separarea celor două fluide (cu dopuri separatoare solide şi cu dopuri lichide în spaţiul inelar). Amestecarea este însoţită de o interacţiune chimică cu consecinţe negative asupra operaţiei de cimentare (contaminare, coagulare electrolitică, învâscoşare-gelificare a fluidului de foraj; întârziere/accelerare a prizei pastei de ciment; reducere a rezistenţei pietrei, creştere a permeabilităţii acesteia).

Fluidele tampon, cu diverse funcţiuni (previn contaminarea, fluidizează/spală noroiul gelificat, asigură turbulenţă la viteze de forfecare reduse, curăţă/dizolvă turta de colmatare) şi în cantităţi impuse de aceste funcţiuni se găsesc într-o mare

Cimentarea sondelor

151

varietate: apa, soluţii saline, soluţii acide sau bazice, apă cu detergenţi şi dispersanţi, combinaţii a diverse fluide.

7.6. Presiunea în zona cimentată Prin măsurători în sonde s-a demonstrat că presiunea într-o pastă de ciment scade după oprirea pompării. În dreptul stratelor poros-permeabile se egalizează presiunea din porii rocii cu cea din porii scheletului de piatră în formare, iar în dreptul rocilor impermeabile şi a coloanelor tubate anterior presiunea scade chiar sub valoarea presiunii hidrostatice.

Reducerea presiunii în perioada de priză a pastei de ciment este atribuită fenomenelor:

– 1. de formare a unui schelet solid de particule ce, parţial se autosusţin, parţial se agat de pereţi;

– 2. de filtrare a apei libere în stratele permeabile;

– 3. de contracţie internă a cimentului în procesul de hidratare-hidroliză.

Această reducere de presiune, dacă nu este contrabalansată sau prevenită poate duce la fenomenul de migrare a gazelor prin spaţiile create pe durată procesului de prizare.

7.7. Calculul cimentării

7.7.1. Cimenturi de sondă-paste de ciment Sunt materiale liante, fin măcinate, amestecate sub forma unor suspensii fluide stabile şi pompate în sonde. În repaus acestea prizează şi se întăresc formând piatra de ciment (rezistentă mecanic şi la coroziune, aderentă, impermeabilă). Pastele de ciment trebuie să răspundă cât mai bine condiţiilor din sondă prin: densitate, stabilitate, pompabilitate, timp de prizare.

Există o mare varietate de cimenturi şi de paste datorită diversităţii condiţiilor de mediu, presiune, temperatură, tehnologii de cimentare, exploatare şi din motive economice.

Cimentarea sondelor

152

Fabricarea cimenturilor care să răspundă acestor cerinţe au la bază mai multe tehnologii: 1. modificarea constituenţilor mineralogici la procesul de calcinare, reglarea procesului de ardere şi răcire; 2. activarea produşilor de calcinare prin adaos de substanţe la măcinare; 3. adăugarea de substanţe de reglare fie în praful de ciment, fie în apa de preparare.

În România se produc la scară industrială două tipuri de ciment de sondă: S1 şi S2-RS.

Clasificare

1. După compoziţie

a. pe bază de ciment portland: fără adausuri;

cu adausuri minerale (nisip, zgură de furnal, cenuşă de termocentrală, diatomită, tufuri, ghips, var, calcar, cretă, azbest, mică, materiale de îngreuiere, silicat de sodiu, perliră, bentonită, sare);

cu adausuri organice (gilsonit, asfalt oxidat, latexuri, polimeri, răşini;

b. pe bază de ciment aluminos: fără adausuri;

cu adausuri (anhidrit, ghips, bauxită, var, dolomit, magnezit; c. fără bază de ciment: pe bază de zgură;

cu var şi puzzolane (diatomită, tufuri, cenuşă);

cu var-nisip, var-zgură-nisip;

pe bază de silicaţi solubili (cu zgură, nisip);

pe bază de ipsos;

cu lianţi organici (răşini epoxidice) sau organominerali

2. După densitatea pastei: foarte uşoare (< 1400 kg/m3), uşoare (1400…1700 kg/m3), normale (1700…1950 kg/m3), îngreuiate (1950…2300 kg/m3), foarte grele (> 2300 kg/m3);

3. După temperatura de lucru: redusă (< 150 C), normală (15…500 C), moderată (50…1000 C), mare (100…1500 C), înaltă (150…2500 C), foarte mare (>2500 C), cu variaţii ciclice;

4. După mărimea deformaţiilor de volum: fără condiţii speciale, fără contracţie (dilatare liniară sub 0,1%), expandabile (dilatare peste 0,1%).

Cimentarea sondelor

153

7.7.2. Proprietăţile pastelor Densitatea. Variază în limite foarte largi (1100…2500 kg/m3) iar, prin spumare, sub 1000 kg/m3. Se recomandă ca pasta să aibă cu 100…300 kg/m3 mai mare decât a fluidului de foraj.

asas

assap ρρr

rρρρ+

+=

1 (7.1)

în care ρ reprezintă densitatea cu indicii corespunzători ( p - pentru pastă, a - pentru apă, s - pentru solide) şi asr este raportul masic apă-solide.

Densitatea amestecului de solide:

∑

∑

ρ

=ρ

i i

i

ii

s c

c ; (7.2)

ic reprezintă concentraţia masică a componentului i .

Reologia pastelor. Pastele cu ciment curat, cu adaos de barită, nisip, zgură, cenuşă se comportă după modelul Bingham, cele tratate cu reactivi chimici sau cu polimeri se comportă mai aproape de modelul Ostwald-de Waele.

Prin prelucrare statistică s-au obţinut unele dependenţe cu ajutorul cărora se pot estima valorile mărimilor reologice – viscozitate plastică pη şi tensiune

dinamică de forfecare 0τ pentru paste de ciment de tip apă-ciment (după 30 min de agitare şi cu densitatea de 1740…1900 kg/m3).

Cimentarea sondelor

154

Ciment S1 Ciment S2-RS

Mărimea UM – –

Vâscozitatea plastică

mPa s

26023050900 2 +ρ−ρ=η ppp 85,52201,316 −ρ=η pp

Tensiunea dinamică de forfecare

Pa 54,24444,1460 −ρ=τ p 19,37008,12130 −ρ=τ p

Pentru pastele de ciment se defineşte o vâscozitate convenţională, consistenţă, ce măsoară momentul creat asupra unui ax cu palete plasat într-o celulă (sub presiune şi la temperatura dorită) rotită cu o viteză de rotaţie cunoscută (de regulă 150 rot/min). Consistenţa se măsoară în unităţi echivalente de consistentă UEC (consistenţa maximă a pastelor în primele 15…30 min nu trebuie să depăşească 30 UEC).

Dependenţa moment la ax M (preluat de arcul elicoidal al consistometrului şi măsurat în N cm) – şi consistenţa exprimată în UEC este:

UECM 1964,0767,0 += .

Timpul de pompabilitate. Limita peste care pastele de ciment devin nepompabile este de 30…40 UEC. Timpul de îngroşare (după API) este timpul scurs de la preparare până când pasta atinge 100 UEC.

7.7.3. Prepararea pastelor de ciment cu adausuri (uşoare/îngreuiate) Dacă se cunosc consumurile specifice de apă – index 1, ciment (material liant) – index 2, adaos – index 3 se pot determina pentru o reţetă de pastă cantităţile din cele trei componente necesare la preparare. Se notează cu )3...1( =imi – masele,

)3...1( =iVi – volumele, )3...1( =ρ ii – densităţile componenţilor.

Cu:

2212112 VVr ρρ= – raportul masic apă/ciment (necesară preparării pastei curate – fără adaos);

Cimentarea sondelor

155

3313113 VVr ρρ= – raportul masic apă/adaos (reclamat de adaos);

223332 VVr ρρ= – raportul masic adaos/ciment;

)(; 131212211'

12 VVVVVr +=ρρ= – raportul masic apă/ciment (în pasta cu adaos);

)( 3322111 VVVr s ρ+ρρ= – raportul masic apă/solide.

3212'

123121113313113 )()( rrrmVVVVr −=ρ−ρ=ρρ= . Această relaţie permite să se determine consumul de apă reclamat de adaos (dacă nu este cunoscut), prin prepararea a două paste, una numai cu ciment, cealaltă cu adaos (ambele având aceiaşi fluiditate – cea dorită).

( ) ( ) 21323132'

12

32'

12321'

123132'

122111

'12132

'1211

22322211

23221

321

321

)1(ρρ+ρρ+ρρ

++ρρρ=

ρ+ρ+ρ++

=

=ρ+ρ+ρ

++=

++++

=ρ

rrrr

rmrrmmrmrrmm

mrmmmrmm

VVVmmm

p

. (7.3)

,)()()()(

311313

121221

2

332

pp

pp

rr

rρ−ρρ−ρ−ρρ

ρ−ρρ−ρ−ρρ

ρρ

= (7.4)

32

'12

32

11 1 r

rmm

mr s +=

+= . (7.5)

7.7.4. Calcule specifice operaţiei de cimentare 1. Densitatea pastei:

)/300...100( 3min, mkgnp +ρ≥ρ , (7.6)

)(

])()([max, HHHg

hHHgpH

cfis

fsnfscnHfisfisp

fis

−+

ρ−ρ+−ρ−∆−Γ≤ρ . (7.7)

2. Volume de fluide pompate:

a. Volumul de pastă ( 5,2...1,1,22 == cavscavg kcuDkD ),

hdHDDV cgp222

4)(

4π

+−π

= . (7.8)

b. Volumul de fluid separator,

Cimentarea sondelor

156

fsgfs hDDV )(4

22 −π

= . (7.9)

c. Volumul de fluid de refulare (se multiplică cu factorul 03,1=frk ),

mfmfr VhHdV +−π

= )(4

2 . (7.10)

3. Cantităţile de materiale:

a. pastă curată – apă/ciment,

acac

accap ρρr

rρρρ

++

=1

; (7.11)

dacă se cunoaşte raportul apă/ciment;

sau

ac

apcc ρρρq

+ρ+ρ

= ; ac

pca ρρ

v+

ρ+ρ= (7.12)

dacă se cunoaşte densitatea pastei;

paapcc VvVVqm == ; (7.13)

(se pot multiplica cu un coeficient de pierderi de 0…10 %)

b. paste cu adausuri, se cunosc de regulă 1312 ,, rrpρ ; se determină:

,)()()()(

311313

121221

2

332

pp

pp

rr

rρ−ρρ−ρ−ρρ

ρ−ρρ−ρ−ρρ

ρρ

= (7.14)

321312'

12 rrrr += , (7.15)

randamentul cimentului (m3 de pastă/t de ciment) – suma volumelor celor trei componenţi:

'12

3

232

2

2 rmrmc +

ρ+

ρ=η ; (7.16)

cu kgtm 100012 == ;

pc

c Vqη

=1000 ; pad Vrq 32= ; pa VrV '

12= . (7.17)

Cimentarea sondelor

157

4. Numărul de autocontainere:

con

ccon q

mn = . (7.18)

5. Debitul de circulaţie:

Se iau în discuţie mai multe aspecte (o cât mai bună deslocuire a fluidului de foraj în spaţiul ce urmează a fi cimentat; încadrarea în limita admisibilă de pompabilitate; evitarea fisurării stratelor cu rezistenţă mică; disponibilităţile legate de echipamentele de preparare şi pompare a fluidelor pentru cimentare).

O bună dezlocuire se realizează în regim turbulent de curgere (pasta să aibă o viteză de curgere cât mai mare).

Se impune determinarea vitezei la care se realizează turbulenţa:

– pentru fluide de tip Bingham se calculează numărul Hedstrom în spaţiul inelar,

2

,

2,0 )(

pp

pgp DDHe

η

ρ−τ= , (7.19)

se defineşte numărul Reynolds de tranziţie la regimul turbulent crRe pe baza prelucrării intersecţiei curbelor de curgere laminară cu linia de turbulenţă (de

Fig.7.4. Stabilirea limitei de tranziţie – curgere laminară/turbulentă – pentru fluide

Cimentarea sondelor

158

regulă afişat sub forma unor diagrame, v.fig.1), iar din definiţia acestuia se deduce viteza critică de curgere a pastei în spaţiul inelar,

pg

crppcr DD

vρ−

η=

)(Re, ; (7.20)

– pentru fluide de tip Ostwald-de Waele, viteza critică de curgere a pastei în spaţiul inelar rezultă din egalarea expresiilor:

( )

KDDv

nn p

ng

nnn ρ−

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛

+=

−−

21

12312Re , (7.21)

cu

( ) nncr

nn

n

++

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛

++

=12

2

2121

4848Re , (7.22)

de unde rezultă:

( ) ( ) pn

g

nnn

n

ncr

DDn

nn

n

Knv

ρ−⎟⎠⎞

⎜⎝⎛

+⎟⎠⎞

⎜⎝⎛

++

=++

−

−

123

212112

4848

12

21

2 . (7.23)

Pentru pastele normale sau îngreunate şi vâscoase, în spaţii inelare înguste, turbulenţa se realizează, de regulă la viteze de curgere mari (2…5 m/s). Dacă se folosesc fluide separatoare cu vâscozitate redusă, turbulenţa se obţine la viteze moderate (0,5…1 m/s). Probabilitatea maximă de reuşită a unei cimentări, după

Avetisov, se obţine la un gradient de viteză înspaţiul inelar 11590)(

6 −±=−

sDD

vg

.

Debitul ales trebuie să asigure o durată a operaţiei de cimentare sub limita admisibilă de pompabilitate şi stabilitate a pastei şi să nu se depăşască 3…4 h indiferent de situaţie.

7.7.5. Presiunea în sistemul de circulaţie: – pentru spaţii inelare şi interioare de coloane cu dimensiuni apreciabile se pot aplica relaţii empirice (presiunea de circulaţie se admite constantă şi independentă de tipul de fluid),

( ) 25 /10801,0 mNHpc += , pentru cazul pompării cu unul sau două agregate de cimentare;

Cimentarea sondelor

159

( ) 25 /101602,0 mNHpc += pentru cazul pompării cu mai multe agregate de cimentare;

La presiunea de circulaţie se scade presiunea diferenţială ( )nppd glp ρ−ρ= , când pasta se află în interiorul coloanei de tubare, respectiv, se adaugă presiunea diferenţială ( )nppd ghp ρ−ρ= , când pasta se află pe o diferenţă de înălţime în spaţiul inelar;

– în cazul spaţiilor mici şi a vitezelor de curgere ce asigură turbulenţa, reologia fluidelor pompate influenţează semnificativ variaţia presiunii de pompare:

mhehicecimdcp ppppppppp ++−+=++= , (7.24)

unde:

presiunea din manifold,

[ ]barQpm2107,0 ρ+= ; (7.25)

cu densitatea în kg/m3, şi debitul în m3/s;

presiunea de circulaţie (pentru învingerea rezistenţelor hidraulice) în interiorul coloanei,

ii

n

iici lQp ρα= ∑

=

2

1; (7.26)

Cimentarea sondelor

160

Fig.

7.5.

Coe

ficie

ntul

de

rezi

stenţă

hid

raul

ică

la c

urge

rea

fluid

elor

bin

gham

iene

prin

con

duct

e ci

rcul

are.

Cimentarea sondelor

161

Fig.

7.6.

Coe

ficie

ntul

de

rezi

stenţă

hid

raul

ică

la c

urge

rea

fluid

elor

bin

gham

iene

prin

spaţii

inel

are.

Cimentarea sondelor

162

presiunea de circulaţie (pentru învingerea rezistenţelor hidraulice) în exteriorul coloanei,

jj

n

jjce hQp ρβ= ∑

=

2

1; (7.27)

presiunea datorită diferenţei de densitate în interiorul coloanei,

ii

n

idi lgp ρ−= ∑

=1; (7.28)

presiunea datorită diferenţei de densitate în exteriorul coloanei,

jj

n

jde hgp ρ+= ∑

=1; (7.29)

Presiunea de pompare are expresia,

Fig.7.7.Coeficientul de rezistenţă hidraulică în spaţii inelare

pentru fluide Ostwald-de Waele şi Metzner-Reed.

Cimentarea sondelor

163

mjj

n

jiii

n

iip phgQlgQp +ρ−β+ρ−α= ∑∑

==)()( 2

1

2

1. (7.30)

Presiunea maximă (la finalul operaţiei de cimentare) are expresia:

( )( ) ( )( ) mcnpcnn

cppppnnp

pghHHHQ

HQhQhHQp

+−ρ−ρ+−ρβ

+ρβ+ρα+−ρα=2

222max, (7.31)

S-au folosit indicii n – pentru noroi, p – pentru pastă de ciment.

Coeficienţii ii βα , depind de dimensiunile transversale ale secţiunilor de curgere, de reologia fluidelor pompate, de regimul şi viteza de cirgere.

;852

int

imi

dπλ

=α ( ) ( )

;8232 DDDD gg

exti

−−π

λ=β (7.32)

cu ( ) ;Re,Re, ,0, ipiecipieci vdBisidvundeBiii

ητ=ηρ=λ=λ pentru fluide de tip Bingham;

Valorile coeficienţilor de rezistenţă hidraulică se citesc din nomograme specifice pentru spaţii interioare/inelare (v.fig2/3).

Pentru fluidele de tip Ostwald-de Waele şi Metzner-Reed coeficienţii de rezistenţă hidraulică se citesc din nomogramele din figurile 4/5.

Fig.7.8.Coeficientul de rezistenţă hidraulică în conducte pentru fluide

Cimentarea sondelor

164

Pentru calculul presiunii de pompare pe durata operaţiei de cimentare se delimitează două cazuri:

1. Volumul de pastă de ciment este mai mic decât volumul interior al coloanei;

2. Volumul de pastă de ciment este mai mare decât volumul interior al coloanei;

Se stabilesc momentele când apar schimbări în diagrama de pompare (de secţiune, de viteză de curgere, de regim de curgere). Între aceste momente variaţia de presiune este aproximativ liniară (se consideră fluidele pompate incompresibile).

Se trasează diagrama de pompare şi se verifică dacă pe durata operaţiei sunt îndeplinite condiţiile: fisextspagp pppppp ≤≤≤ ;, min,int .

7.7.6. Tipul şi numărul agregatelor de cimentare La alegerea tipului de agregate se are în vedere, atât presiunea maximă de pompare reclamată de operaţia de cimentare, cât şi canţităţile de fluide pompate (debitele maxime de lucru reclamate), în aşa fel încât operaţia să se desfăşoare în limita admisibilă de pompabilitate.

Agregatele de cimentare actuale au posibilitatea variaţiei continue a debitului în limite largi.

Numărul agregatelor se stabileşte în funcţie de metoda de cimentare adoptată. În perioada de preparare şi pomparea a pastei, se utilizează un agregat la două autocontainere (la cantităţi mari chiar trei autocontainere). Pomparea fluidului de refulare presupune un debit mai mare, astfel că numărul agregatelor în funcţiune este:

;ag

ag qQn = rotunjit în plus. (7.33)

În cazul metodei duratei operaţiei (presiunea de circulaţie constantă) se deternină durata operaţiei cu un singur agregat folosind graficul de pompare, iar numărul agregatelor:

Cimentarea sondelor

165

;11, +=ap

cag t

tn (7.34)

8.Durata operaţiei de cimentare:

La debit constant pentru diversele fluide pompate

( ) ;min15...101

∑=

+=n

i i

ic Q

VT (7.35)

Dacă puterea de pompare se menţine constantă:

( ) ;min15...101

∑=

+∆

=n

i i

ic Q

VT (7.36)

9. Pompabilitatea pastei:

Timpul de pompabilitate al pastei este mai mare decât durata operaţiei de cimentare,

min,max,min, 5,1;5,1 ppcp TTTT == . (7.37)

Se poate lua o siguranţă mai redusă dacă amestecurile sunt testate în prealabil:

( ) ( ) .min40...303,1...2,1 +<< cpc TTT (7.38)

166

8. Devierea şi dirijarea sondelor

8.1. Caracterizare generală O sondă a cărei axă, pe o anumită porţiune, se abate de la verticală cu mai mult de 3…4o se consideră deviată (natural/nedorit) respectiv dirijată (voit). Axa unei astfel de sonde poate reprezenta orice tip de curbă în plan sau spaţială şi este caracterizată prin trei proiecţii: două în planele verticale N-S şi E-V denumite profilele sondei; una în planul orizontal raportată la direcţia N-S, denumită înclinogramă (fig 8.1, a).

Fig.8.1. Elementele caracteristice sondelor deviate sau dirijate.

Devierea şi dirijarea sondelor

167

Într-un punct oarecare al traiectului unei sonde devierea este caracterizată prin:

Înclinarea (unghiul apsidal) (I) – unghiul dintre tangenta la axa sondei şi verticala ce trece prin acel punct (fig.8.1, b);

Azimutul (orientarea sondei) (A) – unghiul dintre proiecţia tangentei în planul orizontal şi direcţia nordului geografic (acesta este un punct fix) (fig.8.1, c); de regulă aparatele de măsură detectează nordul magnetic terestru de aceea apar diferite sisteme de coordonate şi diverşi factori de corecţie.

Intensitatea de deviere (dogleg severity – DLG): în plan vertical reprezintă variaţia unghiului de inclinare cu lungimea ∆L (dă imaginea curburii sondei în plan vertical):

180

12 π=

∆−

=∆∆

== DLGcLII

LI

LIDLG ;

dd (8.1)

În plan orizontal intensitatea devierii

mmo ILAI

LADGL sinsin

dd

∆∆

== (8.2)

Pentru două puncte consecutive de măsurare a devierii sondei (intervalul L∆ ) sunt definite:

– unghiul total de deviere θ determinat geometric de A. Lubinski pe baza măsurătorilor de deviere între două staţii consecutive (fig.8.1, d):

AIIII ∆+=θ cossinsincoscoscos 2121 , (8.3)

sau

222

221

22 AIII ∆+

∆=

θ sinsinsinsinsin . (8.4)

Aceste relaţii pentru unghiuri de înclinare mai mici de 10o se simplifică:

AIIIIIIAI ∆−+=+

∆+∆= cosθ;sinθ 2121

22

21222 22

; (8.5)

– intensitatea de deviere (DGL) a sondei între două puncte succesive de măsurare

LDGL

∆=

θ , iar în aproximaţia că intervalul respectiv este un arc de cerc raza de

curbura a acestuia


168

θπ∆

=π

==L

DGLCR

018011801 . (9.6)

8.2. Coordonate

8.2.1. Sisteme de coordonate Pentru sondele forate direcţional este necesară cartarea în spaţiul tridimensional. De aceea companiile petroliere sau autorităţile locale impun sistemul de referinţă faţă de care se poziţionează toate sondele (pentru evitarea coliziunilor).

Sunt definite următoarele sisteme de referinţă:

UTM (Universal Transverse Mercator) – globul terestru (sferoidal) este proiectat, din interior, pe un cilindru care atinge un meridian (pe măsură ce acest cilindru îşi măreşte diametrul gradul de precizie al reprezentării creşte, iar prin folosirea proiecţiilor pe diverse meridiane creşte acurateţea rezultatelor).

Drept meridiane de referinţă au fost definite meridianele din 6 în 6o (Meridianul Greenwich este cel de pornire). Acestea divid globul în 60 zone numerotate de la 1…60 şi pornesc de la meridianul de 180o. De exemplu: zona 31 aflată în Marea Nordului se extinde 6o la dreapta meridianului Greenwich.

Fiecare zonă este divizată printr-un caroiaj ce acoperă 8o latitudine de la paralela de 80o Sud până la paralela de 80o Nord (sectoarele respective sunt identificate prin litere mari de la C la X – I şi O sunt excluse).

În fiecare sector coordonatele UTM (date în metri de la origine) sunt definite astfel: axa X (longitudinea) acoperă o linie de 500 km Vest de la meridianul Central al sectorului (3o Est faţă de meridianul de referinţă); axa Y (latitudinea) reprezintă distanţa faţă de Ecuator.

Exemplu: sectorul 31-U (North Sea) – X = 410,250 km E; Y = 6 850,500 km N.

Pentru facilitarea folosirii hărţilor, caroiajele sectoarelor sunt divizate în pătrate cu latura de 100 km, iar acestea, la rândul lor, în alte pătrate cu latura de 10 km.

Sistemul UTM este folosit pe plan mondial deoarece are avantajul unei definiri globale.


169

Proiecţia Lambert – globul terestru este proiectat pe un con (axa conului coincide cu axa de rotaţie a pământului, iar suprafaţa conului este tangentă cu globul la nivelul paralelei de referinţă PR); un meridian este definit ca meridian de referinţă MR pornind de la locaţie. Pentru a se evita numerele negative MR este numerotat "600", iar PR - "200".

X creşte spre E şi scade către W, iar Y creşte către N şi scade spre S.

Coordonatele Lambert sunt date ca distanţe în metri de la aceste două referinţe (ele provin din datele furnizate de Institutele Naţionale de Geografie şi sunt recomandate pentru ţările mici astfel ca abaterile să fie minime).

Exemplu: X = 435 253,00 E; Y = 126 785,50 N.

Coordonatele polare – sunt definite în grade-minute-secunde faţă de sistemul de referinţă: longitudine (meridianul Greenwich); latitudinea (Ecuatorul); exemplu: X = 220 26' 15" E; Y = 520 41' 32" N. Calculele cu acest sistem sunt destul de laborioase de aceea este rar folosit.

8.2.2. Proiecţiile orizontale 1. Diferitele sisteme Nord. Metodele de calcul ale traiectului spaţial al sondelor dau rezultatele în coordonate carteziene. În funcţie de sistemul de referinţă ales şi de măsurătorile obţinute există diferite puncte Nord care se iau în considerare (fig.10.2):

a) Nordul geografic (NG) – True North (TN). Acesta este o direcţie din orice punct de pe suprafaţa globului paralelă cu polul Nord geografic (un punct fix); b) Nordul magnetic (NM) – se obţine cu ajutorul unui compas şi este variabil în timp; unghiul dintre NM şi NG este denumit declinaţie magnetică; c) Nordul caroiajului (NC) – Grid North (GN); este dat de direcţia pozitivă a axei verticale a caroiajului; unghiul dintre NC şi NG este denumit convergenţă. Declinaţia magnetică se dă ca un unghi de referinţă către Est sau către Vest faţă de NG (exemplu: 6,5o W = –6,5o; 7,5o E = + 7,5o).

2. Declinaţia magnetică. Instrumentele cu care se măsoară direcţia (poziţia) unei sonde, în majoritate, folosesc magnetismul natural al pământului (variabil în intensitate, ca direcţie, cu timpul şi depinde de poziţia geografică a locaţiei pe glob). Se măsoară cu ajutorul teodolitului magnetic.


170

Hărţile izogone sunt constituite din linii ale căror puncte au aceiaşi declinaţie magnetică. Ele depind de data la care s-au efectuat măsurătorile (pe ele sunt indicate data şi variaţia anuală a declinaţiei pentru zona respectivă).

3. Convergenţa depinde de locaţia sondei la suprafaţă (folosită ca origine) şi se raportează la sistemul de referinţă ales. Se dă la fel ca declinaţia magnetică.

În practica forajului toate calculele sondelor dirijate se fac în raport cu Nordul geografic (NG) sau cu Nordul Grid (NC), iar documentele însoţitoare au specificat vizibil Nordul de referinţă ales. În funcţie de aceasta se fac corecţiile corespunzătoare (exemplu: fig.8.3).

NM NG NC

Fig.8.2. Sistemele Nord.

NC NG NM De la\La NG NC NM NG 0 -3 5 NC 3 0 8 NM -5 -8 0

Convergenţa = 30 W = – 30

Declinaţia = 50 E = + 50

True azimut = 900 Grid azimut = 930

North azimut = 850 Azimutul sondei NG NC NM

De la\La NG NC NM NG 0 -3 -8 NC 3 0 -5 NM 8 5 0

Convergenţa = 30 W = 30

Declinaţia = 80 E = + 80

True azimut = 900 Grid azimut = 870 North azimut = 820 Azimutul sondei

Fig.8.3. Corecţii legate de sistemul de coordonate.


171

8.3. Calculul traiectelor sondelor deviate/dirijate

8.3.1. Parametrii necesari Înainte de procesarea calculelor trebuie selectate câteva opţiuni:

a) adâncimea de referinţă: nivelul mesei rotative (RTL); nivelul solului (se ţine seama de elevaţie); nivelul hidrostatic zero (SL – sea level). Toate măsurătorile de adâncime se consideră de la acest punct ales ca referinţă; b) sistemul de coordonate: coordonatele carteziene (X,Y,Z); declinaţia magnetică; convergenţa; c) metoda de calcul: tangenţială – a unghiului final; tangentelor în echilibru – acceleraţiei, secantei, vectorului mediu; unghiului mediu; razei de curbură; curburii minime – arcelor de cerc; mercury – acceleraţiei compensate; d) azimutul proiecţiei – alegerea acestuia poate fi dificilă dacă este planificată o schimbare bruscă (întoarcere) de azimut. Sunt daţi şi anumiţi parametri auxiliari: elevaţia mesei rotative, altitudinea, adâncimea apei (off-shore);

În timpul forajului sunt colectaţi prin măsurătorile de deviaţie (surveys): adâncimea măsurată (MD); înclinarea (I); azimutul (A) corelat cu tipul instrumentului de măsură.

Calcule: dacă sunt necesare se fac corecţiile parametrilor măsuraţi în acord cu sistemul de coordonate, iar calculele efectuate corespund metodei alese.

Prezentarea rezultatelor:

a) liste (pe rânduri apar parametri măsuraţi, parametrii corectaţi şi rezultatele calculelor); b) graficul unei singure sonde care cuprinde: o proiecţie verticală (traiectul tridimensional al sondei este proiectat într-un plan vertical după direcţia azimutului ales); o proiecţie orizontală (proiecţia în planul orizontal a traiectului sondei); reprezentarea tridimensională (rar folosită în practică); c) graficele mai multor sonde: proiecţia verticală, proiecţia orizontală, reprezentarea spaţială.


172

8.3.2. Metode de calcul Există mai multe metode care permit determinarea poziţiei unei sonde. Ele derivă din calcule trigonometrice şi sunt mai mult sau mai puţin precise în funcţie de ipotezele simplificatoare admise. În fiecare punct de măsurare înclinarea şi azimutul definesc câte un vector tangent la traiectul sondei. Diferitele metode de calcul admit între două staţii consecutive curbe geometrice definite prin doi vectori tangenţi la curbă în acele puncte.

Se consideră o secţiune AB, punctul A (I1, A1) determinat din calculele anterioare şi punctul B(I2, A2) ce urmează a fi poziţionat (intervalul forat între cele două puncte este ∆L).

Pe baza elementelor măsurate între două puncte consecutive se calculează:

a) adâncimea pe verticală (parţială): Ab = ∆z; b) deplasarea parţială: Ac = ∆D ; c) latitudinea parţială (N/S): Ad = ∆y ; d) longitudinea parţială (E/W): Ae = ∆x ; e) deplasarea orizontală (proiecţia deplasării parţiale Ac în planul vertical al azimutului teoretic Ath): ∆h = ∆D cos(Ath – Ai) ; Fiecare punct Pi al traiectului calculat este astfel definit de un set de coordonate (xi, yi, zi, hi) determinate din coordonatele punctului anterior Pi–1 prin adunarea variaţiilor corespunzătoare:

– în proiecţie orizontală (în plan): xi = xi–1 + ∆xi ; yi = yi–1 + ∆yi ;

– în proiecţie verticală în planul azimutului: zi = zi–1 + ∆zi ; hi = hi–1 + ∆hi .

Metoda tangenţială TG (a unghiului final): secţiunea AB este considerată un segment de dreaptă AB' paralel cu tangenta în B la traiectul real (fig.8.4, a). Traiectul calculat se îndepărtează foarte mult de cel real, iar în secţiunile curbilinii ale sondei adâncimea calculată este mai mică decât adâncimea reală, iar deplasarea mai mare. Avantajul metodei constă în simplicitatea calculelor.

Metoda unghiului mediu UM (fig.8.4, b). Secţiunea forată între două puncte de măsură este aproximată cu un segment de dreaptă de aceeaşi lungime dar ale cărui înclinare şi azimut sunt egale cu media valorilor acestora între cele două puncte.

Metoda tangentelor la echilibru TE (fig.8.5, a) – secţiunea sondei în discuţie este aproximată cu două segmente de dreaptă cu lungimea egală cu jumătate din lungimea reală. Calculele sunt mai laborioase dar rezultatele sunt mai precise la


173

această metodă faţă de precedenta dacă intervalul dintre puncte este mare, iar traiectul are o curbură pronunţată.

Cele două metode (UM, TE) dau: o adâncime pe verticală mai mare decât cea reală în intervalul de creştere a înclinării, şi invers în zona de reducere a acesteia.

Metoda razei de curbură RC (fig.8.5, b) – secţiunea forată este asimilată cu o curbă înscrisă pe suprafaţa unui cilindru cu axa verticală. Proiecţiile verticale şi orizontale ale curbei admise sunt arce de cerc cu razele calculate ca funcţii de:

–

Fig.8.4. Metode de calcul: a – tangenţială;

b - unghiul mediu.

a.

b.

Fig.8.5. Metode de calcul: a – tangentelor; b – raza de curbură.

a.

b.


174

variaţia înclinării în plan vertical: LII

∆− 12 ⇒ (

12

180II

LRv −∆

π= );

– variaţia azimutului în plan orizontal D

AA∆− 12 ⇒ (

12

180AA

DRh −∆

π= ) .

Metoda curburii minime CM (arcelor de cerc) (fig.8.6, a) – curba dintre punctele A şi B este calculată prin tangentele în cele două puncte cu introducerea unui factor de corecţie. Se admite că legătura între cele două segmente este luată ca arc de cerc. Coordonatele în punctul B' sunt calculate cu ecuaţiile metodei

tangentelor la echilibru ajustate cu un factor de corecţie:2

2 θtanθ

=cF , unde θ este

unghiul total de deviere definit de relaţiile date de A. Lubinski.

În figura 8.6, b sunt prezentate corecţiile de azimut dintre azimutul teoretic (direcţia ţintei) şi cel real (direcţia sondei).

Relaţiile de calcul pentru coordonatele spaţiale ale traiectului unei sonde deviate, corespunzătoare metodelor enunţate, sunt centralizate în tabelul 10.1.

Cu notaţiile: 2

21 )( IIIm+

= (înclinarea medie); 2

21 )( AAAm+

= (azimutul mediu);

)( 11 AAA th −=∆ (abaterea iniţială de la direcţia ţintei); )( 22 AAA th −=∆ (abaterea finală de la direcţia ţintei); )( mthm AAA −=∆ (abaterea medie) formulele de calcul pentru punctele traiectului unei sonde capătă expresiile prezentate în tabelul 8.1.

Fig.8.6. Metode de calcul: a – curbura minimă; b – corecţia azimutului.


175

Tabelul 8.1.Relaţiile de calcul ale coordonatelor sondei pentru diferite metode.

Proiecţia verticală

Deplasarea reală

Latitudine (N/S)

Longitudine (E/W)

Deplasarea teoretică

Me-toda Ab = ∆z Ac = ∆D Ad = ∆y Ae = ∆x ∆h TG

2ILcos∆ 2ILsin∆ 2ADcos∆ 2ADsin∆ )cos( mAD ∆∆ UM

mILcos∆ mILsin∆ mADcos∆ mADsin∆ )cos( mAD ∆∆ TE

2

1

2

2IL

IL

cos

cos

+

+

2

1

2

2IL

IL

sin

sin

+

+

22

11

2

2AIL

AIL

cossin

cossin

+

+

22

11

2

2AIL

AIL

sinsin

sinsin

+

+

)]cos(sin)cos([sin

22

112AIAIL

∆+

∆

RC )sin

(sin1

2IIRv

− )cos(cos

2

1IIRv

− )sin(sin

1

2AARh

− )cos(cos

2

1AARh

− –

CM

)cos(cos

1

22IIFL c

+

)sin(sin

1

22IIFL c

+

)cossincos(sin

22

112AIAIFL c

+

)sinsinsin(sin

22

112AIAIFL c

+

)]cos(sin)cos([sin

22

112AIAIFL c

∆+

∆

* În tabel L reprezintă intervalul dintre două staţii consecutive (notat în text cu ∆L).

8.3.3. Calcule complementare – conţinutul unei liste Pe lângă parametrii măsuraţi: adâncimea măsurată AM, înclinarea I, azimutul A (eventual cu corecţiile de azimut, altitudine necesare) – în fiecare staţie se calculează:

– adâncimea pe verticală ∑= izVD , coordonatele relative E/W ( ∑= ixX ),

respectiv N/S ( ∑= iyY ) ; în unele cazuri se dau şi coordonatele reale în funcţie

de poziţia locaţiei sondei: ( XEE Loc += ; YNN Loc += );

– deplasarea reală a sondei în planul orizontal 22 YXD += ;

– direcţia sondei

{ 01800

<+=>=

YdacaYXYdacaYXAs

)/arctan()/arctan( ; (8.7)

– proiecţia orizontală pe azimutul teoretic

)cos( sthith AADhD −== ∑ ; (8.8)


176

– intensitatea de deviere în lungul traiectului calculat cu una din formulele Lubinski (8.3…8.5).

8.4. Aplicaţii ale forajului dirijat Tehnica de dirijare a sondelor face acum parte integrantă din tehnicile convenţionale de foraj datorită dezvoltării pe scară industrială a exploatării marine.

Principalele aplicaţii ale forajului dirijat sunt:

1. Locaţii inaccesibile – ţinta se găseşte pe verticala unui teren cu acces dificil (mare, lac, râu, munte) sau într-o zonă urbană (fig.8.7, 8.9).

2. Resăparea unor intervale ale sondei pe un traiect deviat (side-track) din raţiuni de ordin tehnic (fig.8.8, a) sau geologic (fig.8.8, b).

3. Foraj de exploatare marină (fig.8.10) şi explorare complementară (fig.8.11). Se foloseşte o platformă existentă pentru: explorarea unor zone adiacente; forarea unor sonde de control şi delimitare a extinderii zăcământului; foraj direcţional de dezvoltare ce reuneşte pe o suprafaţă mică capetele mai multor sonde (sonde tip cluster – fig.8.12),

sonde de exploatare forate de pe diverse tipuri de construcţii marine fixe ce suportă aparatul de foraj (fig.8.13, a, b) sau o platformă mobilă de foraj cu un tender (fig.8.13, c); platformele de producţie instalate pe un cluster de sonde forate în prealabil printr-o structură specială (template) (fig.8.14).

Fig.8.7. Amplasarea locaţiilor. Fig.8.8. Resăparea sondei.


177

4. Sonde forate direcţional pentru rezolvarea unor probleme speciale de exploatare (cazul sondelor cu devieri extreme şi forajul orizontal): sonde pentru injecţia de abur în zăcăminte cu ţiţeiuri vâscoase; forajul în partea superioară a rezervoarelor fracturate pentru întârzierea inundării (fig.8.15).

Fig.8.9. Foraj într-o zonă urbană. Fig.8.10. Foraj marin de dezvoltare.

Fig.8.11. Explorare complementară. Fig.8.12. Sonde tip cluster.


178

5. Aplicaţii speciale ale forajului dirijat: sonde de salvare forate în timpul unei erupţii libere necontrolate (practic este singura metodă de luptă în condiţii off-shore – fig.8.16, b); foraj pentru prelevare de carote în urma unui experiment nuclear (fig.8.16, a); dublet geotermic în scopul recuperării energiei geotermice (fig.8.16, c); foraj în vederea înmagazinării subterane a hidrocarburilor.

Fig.8.13. Instalaţii de foraj plasate pe platforme marine.

Fig.8.14. Sonde dirijate de tip template: 1 – foraj; 2 – pregătire exploatare.


179

Fig.8.15. Foraj de drenare.

Fig.8.16. Aplicaţii speciale ale forajului dirijat.

a. c

b.


180

8.5. Proiectarea traiectului unei sonde dirijate

8.5.1. Parametrii de proiectare Studiul şi pregătirea unui foraj direcţional începe prin amplasarea instalaţiei de foraj, reperarea coordonatelor ţintei precum şi definirea acesteia (în general o sferă centrată pe punctul de impact – se admite ca rază a ţintei 1/12 din deplasarea orizontală sau ± 5o azimut în raport cu cel proiectat). În condiţiile forajului actual şi din imperative de exploatare mărimea ţintei este mult diminuată.

Traiectul sondelor dirijate. După ce au fost stabilite punctele de plecare şi de sosire în faza următoare se proiectează traiectoria sondei între cele două puncte (fig.8.17). Cele mai răspândite profile sunt în formă de J; există şi situaţii când din considerente de producţie se impune ca drena să străbată stratul, pe cât posibil, vertical fapt ce impune un profil în S. Profilele încep cu o porţiune verticală până la cota de iniţiere a devierii (KOP); urmează faza de creştere a unghiului de înclinare (build-up) realizată cu garnituri de foraj specializate; după realizarea curburii şi a direcţiei propuse se continuă forajul rectiliniu în sistem rotary (până la ţintă pentru profilul J); faza stabilizată la profilul S este urmată de una curbă în care se reduce înclinarea – eventual până la zero (drop-off).

Kick-off point (KOP) – punctul de iniţiere a devierii se determină în funcţie de natura geologică a formaţiunilor traversate în faza de creştere a înclinării.

Fig.8.17. Elementele de bază ale sondelor dirijate.


181

Gradientul înclinării (intensitatea de deviere) pentru build-up este rezonabil între 0,75…1o/10 m (pentru un drop-off de 0,3…0,4o/10 m). La fixarea unghiului maxim de deviere se are în vedere faptul că problemele tehnice se amplifică cu înclinarea, iar şansele de reuşită scad. Pentru înclinări < 15o este dificil de controlat direcţia sondei. O înclinare în jur de 30o se consideră a fi optimă pentru dirijare. Peste această valoare apar şi se amplifică dificultăţile legate de frecări, curăţirea sondei şi evacuarea detritusului, stabilitatea pereţilor, investigarea (logging) şi completarea sondei (cimentare, împachetări, armare packere).

Alte tipuri de traiecte (creşterea deplasării laterale). În cazul imposibilităţii geometrice de a desena o traiectorie în J sau în S pentru a atinge ţinta (fie datorită unui KOP prea adânc, fie că gradientul de creştere a înclinării este mic) se poate demara forajul înclinat de la suprafaţă prin tuburi conductor curbe sau înclinate (fig.8.18). Pentru acest tip de traiect aparatul de foraj are o construcţie specială (tilt/slant rig) – mastul este înclinat pe direcţia axei tubului conductor.

8.5.2. Orientarea şi controlul direcţiei (azimutul) Schimbarea controlată a traiectului unei sonde se realizează prin mai multe metode (au ca principiu forţarea sapei în direcţia dorită): cu pana de deviere, cu motoare submersate echipate cu reducţie dezaxată sau cu corp dezaxat, cu sapă cu jet excentric. Construcţia şi modul de operare cu aceste scule este prezentată în capitolul de echipament de dirijare; aici se explică cum se controlează schimbările în azimut şi înclinare pentru a se obţine o anumită schimbare a traiectului sondei.

Orientarea sapei. Mult timp, cea mai folosită metodă de stabilire a orientării sapei a fost nomograma "Ouija Board" în combinaţie cu tabele de valori referitoare la dimensiunile reducţiilor strâmbe care realizează o anumită orientare. Milheim a dedus ecuaţiile cu care se poate analiza şi proiecta schimbarea traiectoriei unei sonde. În figura 8.19, a este prezentată în proiecţie tridimensională traiectoria unei sonde deflectată în punctul O. Un plan vertical este proiectat prin punctele MOCEM' (fig.8.19, b) normal pe planul orizontal O'A'B'E şi are direcţia în sectorul S/E. Prin rotirea cu 360o a liniei MOC rezultă un cerc de rază R (fig.8.19, c) ce taie planul ACE cu unghiul de rotaţie Ad şi normal la planele OCE, OCA.


182

Schimbarea de direcţie ∆A (unghi al triunghiului A'O'B') se determină geometric (fig.8.19, a):

⎪⎩

⎪⎨⎧

===

==

+==∆

1

1IlEO

AREBIEBEBlRARAB

cuEBEO

ABBOBAA d

d

sin'cos;cos'

tanθ;sin

''''''tan (8.9)

d

d

AIIAA

coscostanθsinsintanθtan

11 +=∆ (8.10)

Schimbarea globală de unghi θ este direct legată de îngenucherea sondei (dogleg severity – intensitatea de deviere) prin relaţia:

sLL

DGL∆

=θ (8.11)

unde Ls este lungimea aleasă pentru exprimarea gradului de deviere (10; 100 m/ft), iar ∆L – lungimea intervalului dintre două staţii de măsurare.

Înclinarea finală după lucrul cu un anumit dispozitiv de dirijare se determină din triunghiul AOD considerat în planul OAA'O':

OA

BBOOOA

AAOOOA

DOOOOAODI ''''''cos −

=−

=−

==2 , (8.12)

Fig.8.19. Modelul tridimensional de schimbare a

traiectului unei sonde (Milheim).


183

⎪⎩

⎪⎨⎧

====

==

cosθcosθcos;sin'

tanθ;cos'

OCOAlAREBIEBBB

lRIlOOcu d1

1 ⇒

dAIII cossinθsincosθcoscos 112 −= . (8.13)

Unghiul de orientare al feţei dispozitivului de deviere se poate deduce prin rearanjarea expresiei (8.13):

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ ∆

=⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ −=

sinθsinsinarcsin

sinθsincoscosθcosarccos AIAsau

IIIA dd

2

1

21 (8.14)

Cu acest model de calcul se determină: schimbarea de direcţie ∆A, noua înclinare I2, schimbarea globală de unghi θ, unghiul feţei de lucru a dispozitivului Ad şi valoarea intensităţii de deviere DGL obţinute după lucru între două puncte de măsurare.

Nomograma Ouija Board. Parametrii menţionaţi anterior se pot determina grafic sau grafo-analitic cu condiţia ca unghiul global de deviere θ să nu depăşească 6o. În această situaţie se admit ipotezele:

)θ(tanθsinθ;cosθ radiani≈≈≈ 1 . Expresiile pentru schimbarea de direcţie ∆A, schimbarea globală de unghi θ, unghiul feţei de lucru a dispozitivului Ad se transformă astfel:

d

d

AIIAA

coscosθsinsinθarctan

11 +=∆ ; ⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ −=

dAIII

cossincoscosθ

1

21 ; (8.15)

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛∆

−= )tan(

sinθcoscosarcsin AI

IIAd1

211 . (8.16)

În nomograma Ouija Board (fig.8.20) abscisa reprezintă unghiul iniţial de încli-nare (excepţie ∆A = 0

o şi θ = 0o caz în care I2 = I1); unghiul dintre abscisă şi

dreapta AB este ∆A; direcţia 0oB intersectează semicercul gradat 0…180o în punctul C şi reprezintă orientarea feţei dispozitivului Ad , la stânga sau la dreapta secţiunii superioare a găurii de sondă. Linia 0oB divizată în grade unghiulare dă schimbarea globală de unghi θ , iar dreapta AB reprezintă noua înclinare I2 .


184

Diagrama Ragland. Metoda este asemănătoare cu nomograma Ouija Board şi constă în construcţia unui vector a cărui lungime reprezintă înclinarea iniţială I1 (înainte de lucrul cu ansamblul de deviere) şi a cărui orientare corespunde cu direcţia sondei (orientat pe partea superioară a secţiunii sondei – 0o pentru faţa deviatorului). Din originea lui I1 se duce vectorul I2 a cărui direcţie şi modul sunt determinate prin mărimile θ şi/sau ∆A , iar al cărui vârf se poate afla pe un cerc cu raza egală cu θ (la stânga sau la dreapta direcţiei secţiunii superioare a sondei în punctul considerat – fig.8.21).

Observaţie: În ambele metode sunt cunoscute trei mărimi din cinci, iar cu graficele corespunzătoare se determină celelalte două necunoscute.

Exemple numerice de construcţie şi de folosire a nomogramei Ouija Board:

1. – Nomograma din figura 8.22 se realizează prin desenarea unei scale gradate orizontale (de exemplu 1/4 in/o), reprezentând înclinarea înainte de folosirea dispozitivului de deviere (I1 = 16

o); înclinarea scade de la stânga la dreapta; se plasează vârful compasului în 0o, se desenează semicercuri concentrice din grad în grad (până la 6o); cu un raportor se trasează scala pe semicercul exterior (0o la

Stânga 0 4 I1 8 12 Ad Secţ. ∆A Super. I2 Ad Dreapta θ

Fig.8.21. Diagrama Ragland.

Soluţia: Ad = 1350 ; θ = 50 105 90 75 Ad 120 60 135 C 45 B 150 30 I2 165 15 A ∆A 16 15 14 13 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 I1

Fig.8.20. Nomograma Ouija Board – exemplu de calcul.

Fig.8.22. Nomograma Ouija Board (modul de construcţie).


185

dreapta, 180o la stânga); se construieşte triunghiul 0AB (se cunosc: I2 = 12o;

∆A = 12o); se determină unghiul de deviere şi orientarea dispozitivului.

2. – Să se determine unghiul de orientare a jetului de fluid (la dirijarea cu jet hidraulic) pentru schimbarea azimutului sondei de la 10o la 30o şi a înclinării de la 3o la 5o; să se stabilească unghiul total de deviere (θ/DGL).

3. – Punctul de iniţiere a devierii pentru sonda din figura .24 este de 2560 ft (895 m) pe direcţia S48W, lungimea forată este de 150 ft, înclinarea 2o şi se doreşte schimbarea pe direcţie N53W cu creşterea înclinării la 6o; în presupunerea că motorul, la această adâncime, are un unghi de revers de 20o (stânga) să se calculeze elementele de orientare necesare.

Fig.8.22. Nomograma Ouija Board (modul de construcţie).


186

187

9. Echipamentul pentru forajul direcţional

9.1. Echipamentul convenţional Echipamentul standard este alcătuit din: prăjini grele, prăjini de foraj, geale, sape lărgitoare, alezoare-corectoare cu role, amortizoare de şoc, reducţii, pene de deviere.

Prăjinile grele (drill collars – DC):

a. circulare (slick drill colars) – la forajul convenţional cu înclinare limitată acestea realizează o creştere a rigidităţii în apropierea sapei şi apăsarea pe sapă; la forajul direcţional aceste roluri pot fi ignorate sau devin indezirabile şi chiar pot compromite procesul (la înclinări mari ale sondei DC nu intră în alcătuirea ansamblului de fund);

b. spirale (cu degajări exterioare pe aproximativ 27' din lungimea lor) – greutatea lor se reduce cu cca. 4 % ; riscul de prindere prin lipire diferenţială se reduce simţitor fapt ce le recomandă la forajul direcţional;

c. patrate – prezintă unele avantaje (o bună centrare, rigiditate sporită, capacitate de umectare maximă torsională, minimizează vibraţiile axiale), dar şi unele dezavantaje (moment de torsiune maxim la rotaţie, fărâmitează detritusul şi escavează, măresc conţinutul în solide din fluid, dificultăţi la instrumentaţii, foarte scumpe);

d. asimetrice – de regulă sunt confecţionate din PG circulare la care sunt practicate o serie de găuri în corpul lor; sunt folosite în scopul menţinerii verticalităţii sondei sau, pentru a se limita tendinţa de creştere a devierii anumitor ansambluri de fund BHA;

e. articulate – sunt întrebuinţate la forajul orizontal cu rază mică de curbură; au în construcţie legături flexibile şi un tub cauciucat pentru circulaţia fluidului.

Echipamentul pentru forajul direcţional

188

Prăjinile de foraj:

a. obişnuite (drill pipe) – există mai multe tipo-dimensiuni (diametre, mase unitare şi grade de oţel) şi reprezintă secţiunea cea mai slabă din garnitura de foraj (nu pot lucra în compresiune, în special, în porţiunile verticale ale sondei);

b. intermediare (heavy weight) – sunt prăjini cu grosime de perete şi masă unitară mai mare iar, în porţiunea centrală a prăjinii prezintă o îngroşare anti-uzură; suportă o compresiune limitată chiar şi în porţiunea verticală; realizează o apăsare suplimentară pe sapă în condiţiile unui diametru exterior mai mic şi a unei suprafeţe de contact cu pereţii sondei reduse; din fabricaţie racordurile şi manşonul central prezintă suprafeţe protejate împotriva uzurii (atenţie la lucrul în interiorul coloanelor!) – noile tehnologii de armare le fac mai puţin agresive în interiorul coloanelor de tubare;

c. intermediare spiralate – au prelucrate pe corp canale elicoidale; la acestea, protuberanţa centrală lipseşte;

d. compresive – odată cu dezvoltarea forajului cu înclinare mare au apărut şi prăjinile de foraj capabile să lucreze în compresiune (prăjini S-135 prevăzute pe corp cu 2…3 îngroşări intermediare care previn oboseala şi erodarea peretelui), să fie rotite fără pericolul apariţiei oboselii şi a flambajului; prezenţa îngroşărilor ajută la evacuarea detritusului; pot fi confecţionate şi din oţeluri amagnetice; de regulă, sunt folosite la forajul orizontal (sonde cu rază medie de curbură – DGL > 15o/10 m);

Gealele sunt dispozitive care permit aplicarea de şocuri longitudinale (în sus sau în jos) în cazul ţinerilor sau prinderilor garniturii de foraj; permit transmiterea sau preluarea momentului de torsiune şi sunt plasate într-o zonă unde riscul de prindere este mic (între prăjinile intermediare).

Se disting trei tipuri constructive de geale:

a. mecanice (fig.9.1) – sunt activate pe baza energiei de resort acumulate prin tracţionare sau comprimare cu o forţă prestabilită (ajustată la suprafaţă sau în sondă);

b. hidraulice – activate pe baza energiei hidraulice acumulate într-un rezervor de ulei (fig.9.2); la acest tip activarea se face prin tragere sau împingere fără însă a necesita o presetare sau ajustare a forţei respective; mărimea impactului depinde de masa inerţială aflată în tracţiune/compresiune din vecinătatea gealei (acesta


189

poate fi considerat un neajuns la sondele cu înclinare mare sau unde frecările sunt însemnate deoarece geala se poate amorsa nedorit);

c. hidromecanice – sunt constituite din două secţiuni distincte: geala pentru bătaie în sus operează hidraulic, iar cea pentru bătaie în jos operează mecanic; sunt de lungime relativ mare (10 m) dar au avantajul că cele două secţiuni pot fi separate;

d. acceleratoare – măresc forţa de impact creată de geală; ca principiu, funcţionează ca un ansamblu cilindru-piston care comprimă un gaz inert în faza de armare, iar la relaxare, presiunea gazului forţeaza pistonul să ocupe poziţia iniţială.

Amortizoare de şoc:

a. reducţii de şoc – diminuează sau elimină vibraţiile axiale produse în timpul forajului (lovirea sapei de talpa sondei); cresc durata de funcţionare a sapei, a garniturii de foraj şi a turlei sau mastului de foraj;

b. reducţii tip ciocan – sunt de regulă folosite la platformele submersibile de foraj sau ca reducţii de şoc la unele instrumentaţii.

Lărgitoarele şi corectorii expandabili au rolul de a lărgii/calibra gaura de sondă:

Fig.9.1. Geala mecanică şi principiul realizării şocurilor (în sus/în jos).

Fig.9.2. Principiul gealei hidraulice.


190

a. lărgitoarele măresc diametrul găurii anterior forate cu un diametru mai mic. Motivaţia forajului în trepte de diametru poate fi: securitatea, evaluarea, posibila modificare de program. Lărgitoarele au 2…4 (de regulă 3) braţe port role fixate pe corp. Rolele sunt prevăzute cu elemente de dislocare corespunzătoare tipului de roci în care se forează. La partea inferioară în corp se înşurubează o sapă pilot sau ghidaj (bull nose), în cazul lărgirii unei sonde dirijate în dreptul unor formaţiuni moi;

b. corectorii expandabili lărgesc o gaură de sondă forată la un diametru mai mare decât diametrul secţiunii de deasupra (tubată sau nu) şi constă dintr-un set de cuţite montate pe braţe retractabile articulate pe corpul sculei; braţele expandează hidraulic la pornirea circulaţiei şi se pliază la oprirea ei.

Alezoarele (corectorii de calibrare): menţin diametrul de calibrare al sapei în rocile abrazive şi centralizează BHA în sondă;

Stabilizatorii (fig.9.3) pentru distrugerea găurilor de cheie (key seat wiper) – sunt alcă-tuiţi dintr-un manşon staţionar prevăzut la exterior cu lame spirale armate cu carburi de volfram şi o mandrină ce se poate roti împre-ună cu garnitura de foraj. La extragere, manşonul se blochează în mandrină şi se roteşte împreună cu aceasta. Diametrul exte-rior al lamelor tăietoare este cu 1/8…1/2 in mai mare decât diametrul racordurilor speciale sau al prăjinilor grele între care se montează.

Reducţiile – în timpul forajului unei sonde sunt întrebuinţate o mare diversitate de reducţii:

a. valve plutitoare şi reducţii plutititoare – împiedică reîntoarcerea fluidului în interiorul garniturii; astfel de reducţii sunt folosite cu motoarele submersate pentru prevenirea pătrunderii fluidului contaminat în motor şi

Fig.9.3. Formarea şi modul de distrugere al unei găuri de cheie.


191

înfundarea lui; au 0,6 m lungime, iar în interior este uzinată o cameră în care este montată valva (cu clapetă sau cu bilă); la forajul dirijat valva se poate monta în partea inferioară a stabilizatorului de lângă sapă; valva se montează întotdeauna sub reducţia în care se aşază instrumentul de măsurare a devierii;

b. reducţii de trecere – leagă componentele garniturii de foraj cu dimensiuni şi filetaje diferite (de dorit să fie cât mai puţine în ansamblu dar în număr şi diversitate suficientă în dotarea echipei de foraj);

c. reducţii de protecţie – protejază echipamentele scumpe contra uzurii (prăjina de antrenare, MWD); se pot confecţiona şi din oţel amagnetic;

d. reducţii de prelungire – un tip de prăjini grele scurte folosite la reglarea distanţei dintre stabilizatori;

e. reducţii cu fereastră laterală – pentru trecerea cablului de investigare de la interiorul garniturii la exteriorul acesteia (steering tool); rotirea unei astfel de garnituri nu este posibilă ;

f. reducţii cu coş de decantare – montate deasupra sapei pentru colectarea resturilor metalice de la talpa sondei;

9.2. Metode de urmărire a traiectului sondelor deviate Cunoaşterea cu precizie (mai mult sau mai puţin ridicată, după caz) a traiectoriei urmată de sapa de foraj este indispensabilă din următoarele motive:

– localizarea devierilor bruşte (dog legs) sau ale îngenuncherilor unghiulare cu mult peste gradientul de deviere admisibil; – urmărirea traiectului proiectat pentru atingerea obiectivului propus; – traversarea cât mai aproape posibil de axa unei sonde în erupţie pentru omorâre. Pentru localizarea traiectului unei sonde dirijate, regulat, se fac măsurători ale înclinării şi azimutului, iar pentru atingerea obiectivului propus (respectarea unui anumit traiect) este necesară orientarea sondei în direcţia dorită (prin controlul direcţiei feţei de lucru a deviatorului). Aceste operaţii se execută cu ajutorul unor instrumente introduse în sondă, imformaţiile obţinute în urma măsurătorilor sunt recuperate după ce scula este extrasă la suprafaţă (cazul măsurătorilor punctuale – spaţiate la distanţă de cca 10 m), sau transmise mai mult sau mai puţin continuu de la talpă la suprafaţă.


192

Măsurătorile se fac cu diferite instrumente:

a. înclinarea: pendul, accelerometre; b. azimutul: busolă, magnetometre, giroscop, platformă inerţială; c. lungimea forată (measured depth MD): cablul purtător al sondei de investigare, lungimea garniturii de foraj; d. faţa de lucru a deviatorului: similar cu azimutul (este în fapt o generatoare reper a garniturii de foraj în raport cu azimutul).

9.2.1. Tipuri de măsurători (survey) Calculul traiectului unei sonde se face pe bază a trei mărimi măsurate repetat în diferite puncte (staţii): lungimea intervalului forat, înclinarea şi azimutul; în plus, corecţiile de direcţie pe parcursul forajului reclamă cunoaşterea orientării în sondă a instrumentului de măsurare (tool face) – comparabilă cu o măsurătoare de azimut.

Măsurarea lungimii se face prin două metode: 1 – adunarea lungimilor elemen-telor componente ale garniturii (cu erori la fiecare de ± 5 mm/0,2 in); 2 – măsurarea prin contorizarea lungimii cablului de carotaj.

Măsurarea înclinării se face prin detectarea direcţiei forţei gravitaţionale cu un pendul, cu accelerometre fixe, cu accelerometre rotative. Pendulul Totco foloseşte o dublă înţepare a ţintei din hârtie (se elimină astfel erorile legate de frecări, vibraţii, impact). Instrumentele de măsurat înclinarea în combinaţie cu detectori magnetici sau giroscopici de azimut sunt unităţi de unghi ce au încorporat un pendul foarte uşor a cărui poziţie este fotografiată sub forma unor fire reticulare pe un sistem fotosensibil cu cercuri concentrice şi cu roza vânturilor. Înregistrarea cu accelerometrul se interpretează pe baza a două principii:

a. Se măsoară cele trei componente ale acceleraţiei gravitaţionale cu trei accelerometre ortogonale şi se calculează direcţia rezultantei în raport cu triedrul de referinţă (simplu de lucrat, rezistent la impact şi vibraţii, însă mai puţin precis). Sistemul este folosit de senzorii Sperry-Sun sreering tools, SDC, Azintac şi Anadrill MWD.

b. Se determină punctul de acceleraţie zero prin intermediul unui accelerometru rotativ în jurul unei axe paralele cu sonda. Acesta este cuplat cu un al doilea accelerometru care se roteşte în jurul unei axe paralelă cu axa primului (mult mai


193

precisă datorită sensibilităţii şi linearităţii servo-accelerometrelor, reperul sau direcţia deviatorului sunt indirect determinate graţie primului accelerometru). Ultimele tipuri de senzori apărute pe piaţă încorporează această soluţie: Teleco, Humprey, Sagem-Schlumberger), nivelul de eroare este sub 1/10o.

Măsurarea azimutului:

a. Azimutul magnetic – are ca referinţă direcţia câmpului magnetic al pământului pentru o locaţie dată (în general nu coincide cu nordul geografic). Înregistrarea se face cu o busolă flotantă care se auto-orientează pe direcţia câmpului magnetic local. Sistemul este întrebuinţat de instrumentele mono-punct şi multi-punct magnetice. Un alt tip de detector denumit magnetometru, total încapsulat şi insensibil la mediul înconjurător în timpul forajului, este folosit la sistemele steering toool, Teleco şi Anadrill MWD. Sistemele magnetice reclamă prezenţa de reducţii, prăjini grele amagnetice.

b. Azimutul giroscopic – înregistrarea cu giroscopul este relativă. Instrumentul permite detectarea schimbării de direcţie faţă de poziţia de referinţă (stabilită la suprafaţă). Principiul giroscopului : discul (rotorul) se roteşte cu mare viteză şi îşi menţine fixă direcţia în spaţiu (în ipoteza că nu apar perturbaţii de torsiune); aceasta presupune un echilibru perfect al cadrelor suport pentru axa spin (pentru a aduce centrul de greutate al acestuia peste cel al rotorului). Chiar o foarte mică deplasare a centrului de greutate de 1/100 mm provoacă o rotaţie a cadrului exterior suport al axei spin cu mai multe grade pe oră. Momente de torsiune reziduale apar întotdeauna din cauza dilatării termice inegale şi a frecărilor din lagăre fapt ce duce la abateri (drift – derivă) ale giroscopului şi reducerea duratei de funcţionare.

Măsurarea cu sisteme inerţiale – aceste sisteme, teoretic, oferă o mai mare acurateţe decât giroscopul standard (folosesc componente din tehnica militară şi aero-spaţială). Traiectoria sistemului introdus în sondă este reconstruită din măsurarea acceleraţiilor şi rotaţiilor prin metoda integrării duble. Ultimul tip de instrument denumit comercial Ferranti, este de tipul celor folosite în aviaţie, cu trei accelerometre şi două giroscoape de precizie într-un ansamblu stabilizat pe trei axe şi introdus în sondă cu cablu sau cu garnitura de foraj. Noul model Schlumberger CGT (Continous Guidance Tool) este alcătuit dintr-un giroscop de precizie stabilizat pe două axe. Axa spin este păstrată orizontală şi orientată Nord prin intermediul a două servo-motoare şi două accelerometre de precizie.


194

Unghiul citit este permanent înregistrat pe două codificatoare, toate corecţiile şi afişarea rezultatelor se face computerizat.

9.2.2. Echipamentul de măsurare Instrumentele de măsurare (destinate să stabilească în mai multe puncte ale sondelor deviate înclinarea şi azimutul) sunt caracterizate de:

− numărul de măsurători pe care-l pot efectua; − modul de transmitere (cu întârziere sau cu citire imediat); − posibilitatea folosirii în timpul forajului; − necesitatea existenţei unui cablu de carotaj; − diametrul şi lungimea dispozitivului de măsură; − modul de operare (opriri, la extragere, la introducere etc.); − costul de operare. Instrumente cu răspuns întârziat: înclinometre (foto); magnetice mono-punct; magnetice multi-punct; giroscopul.

Înclinometrul (totco) – măsoară numai înclinarea cu un pendul influenţat în exclusivitate de gravitaţia pământului; este util în sondele verticale. Acul pendular imprimă pe o pastilă gradată înclinarea axei sondei faţă de verticală – declanşarea măsurătorii se realizează printr-un mecanism cu ceas.

Instrumentul mono-punct– măsoară într-o singură staţie înclinarea şi azimutul (faţă de nordul magnetic terestru); dispozitivele disponibile pot fi fotografice (pendul, busolă) sau electronice (accelerometre, magnetometre); reclamă folosirea unei prăjini grele amagnetice pentru măsurarea corectă a azimutului; în conjuncţie cu un dispozitiv de orientare, instrumentul măsoară şi direcţia feţei de lucru a deviatorului.

Instrumentul multi-punct este asemănător ca principiu cu cel mono-punct. Are capabilitatea să măsoare în mai multe staţii prin derularea comandată a unui film fotografic sau folosind o memorie electronică în ansamblu cu un mecanism cu ceas care declanşază măsurătorile la un interval regulat de timp (fig.9.4, a).

Giroscopul (fig.9.5, b) este un instrument mult mai precis şi care nu este afectat de câmpul magnetic terestru; poate fi mono/multi -punct şi lucrează atât în gaură liberă, cât şi tubată. Măsurarea azimutului cu ajutorul giroscopului este relativă în raport cu o referinţă luată la suprafaţă.


195

Discul rotitor de mare viteză îşi conservă aceeaşi poziţie cât timp cadrele articulate ortogonal sunt în echilibru perfect; la orice dezechilibru (frecări,

Fig.9.4. Foto-înclinometrul de tip mono-punct.

a.

b.

Fig.9.5. Foto-înclinometrul Eastman; b. giroscopul.

a.

b.


196

variaţii termice) cadrul A se roteşte, iar, reactiv, cadrul exterior se roteşte cu un unghi (deriva giroscopului) ce se corectează (v. erori de măsurare).

Instrumente de măsurare în timp real: steering, MWD, giroscop în timp real.

Steering tools – măsoară înclinarea, azimutul sondei şi direcţia de lucru a deviatorului cu transmiterea continuă a informaţiilor la suprafaţă prin intermediul unui cablu conductor; cablul este conectat la aparatul de măsură şi se întoarce la suprafaţă prin intermediul unei reducţii cu fereastră laterală (garnitura de foraj nu poate fi rotită); ar fi scula ideală de control al dirijării însă, prezenţa cablului implică multe inconveniente fapt ce limitează utilizarea sa (fig.9.6).

MWD (Measurement While Drilling) – apărut în anii 1970 şi puternic dezvoltat după 1980 oferă un instrument profesional care a permis dezvoltarea forajului direcţional complex; parametrii de control ai traiectului unei sonde sunt măsuraţi cu cele mai sofisticate accelerometre şi magnetometre; în plus MWD permite evaluarea parametrilor de formaţiune şi a celor de foraj; parametrii măsuraţi sunt codificaţi la talpă, informaţiile sunt transmise la suprafaţă la intervale regulate (prin diverse sisteme de telemetrie) sunt decodificate şi afişate (după ce au fost prelucrate computerizat) (fig.9.7).

Componentele de bază:

a. secţiunile de măsurare (senzori de direcţie – accelerometre şi magnetometre triaxiale, sonde gamma-ray, de rezistivitate, neutronic, parametrii de foraj); b. secţiunea de telemetrie (codificarea parametrilor măsuraţi, transmiterea informaţiilor codificate); sistemele MWD diferă după modul de transmitere:

Fig.9.6.Transmiterea datelor prin cablu.


197

b1. pulsaţiile în noroi – printr-un sistem mecanic sunt generate supra/sub-unde de presiune, în coloana de noroi formându-se trenuri de pulsaţii transmise prin garnitura de foraj la suprafaţă unde sunt detectate de un senzor de presiune; pot fi pulsaţii pozitive sau pulsaţii negative; sunt dependente de tipul fluidului de foraj; sistemul nu poate funcţiona la forajul cu aer sau cu spumă;

b2. transmisia electromagnetică EM – un curent electric indus în formaţiune este măsurat la suprafaţă (independent de tipul fluidului)(fig. 9.8);

c. secţiunea de putere – se constituie din: una sau mai multe baterii, o turbină activată de curgerea fluidului de foraj, un sistem mixt baterie-turbină.

Fig.9.8. Transmisie electro-magnetică.

Fig.9.7. Sisteme de transmisie a semnalelor la suprafaţă la instrumentele MWD.


198

9.3. Calculul erorilor – studii anticoliziune Calculul traiectoriei sondelor este rezultatul prelucrării numerice a măsurătorilor fizice. Acestea introduc diferite tipuri de erori. Estimarea erorii globale permite stabilirea gradului de precizie al calculelor. Wolff şi De Wart au arătat că erorile sistematice sunt preponderente faţă de cele întâmplătoare. Calculele de incertitudine au ca ţintă: fie studiile anticoliziune (platforme multi-sonde), fie studiile de interceptare (sonde de salvare).

9.3.1. Surse de eroare a) poziţia sculei în timpul măsurătorii (adâncimea reală măsurată de senzor, alinierea aparatului faţă de sondă şi a senzorului în aparat, mişcarea senzorului – pentru o bună măsurare aparatul trebuie să fie nemişcat);

b) date legate de echipamentul însuşi (caracteristicile senzorilor, interferenţele magnetice – cu garnitura de foraj, cu câmpuri magnetice locale, cu apropierea coloanelor de tubare, cu sondele adiacente, cu echipamente amagnetice defecte). În practica forajului sunt folosite prăjinile grele amagnetice pentru a îndepărta la maximum posibil interferenţele magnetice cu elementele metalice; lungimea minimă a acestor echipamente depinde de azimutul şi poziţia geografică a locaţiei sondei (aceasta creşte cu latitudinea);

c) legate de personalul operator (de citire la utilizarea aparatelor cu citire manuală – mono-punct (single-shots), multi-punct, de transcriere a parametrilor măsuraţi);

d) legate de metoda de calcul (aproximaţiile metodei alese).

Toate erorile depind, în mare măsură, de performanţele instrumentelor folosite.

Determinarea parametrilor de incertitudine (care se iau în calcul):

Metoda simplificată. Pentru simplificarea calculelor, în mod curent, se consideră numai erorile de măsurare (sistematice), celelalte se presupune că se compensează reciproc. În tabelul 9.1 sunt date marjele de eroare care se iau în calcule pentru diferite tipuri de instrumente.

Tabelul 9.1. Erori de măsurare la diverse tipuri de aparate.


199

Domeniul de eroare (degree) Înclinarea I (degree)

Tipul aparatului de măsurare Înclinare Azimut

< 5 Toate tipurile ± 1/4 ± 10 (pentru I > 2) Mono-punct sau steering tool(1) ± 1/3 ± 3

Magnetic multi-punct ± 1/6 ± 3 MWD ± 1/10 ± 1,25

> 5

Giroscop cu unitate de unghi ± 1/6 ± 1,5 (1) Utilizarea dispozitivelor de dezaxare (reducţie strâmbă) măreşte marja de eroare.

Aceste valori sunt rezultatul experienţei de şantier şi sunt valabile numai pentru sistemele clasice de măsurare. Sistemele complexe (giroscopul cu citire (read-out), sistemele cu impulsuri de presiune sau telemetrie prin cablu) au o procedură sofisticată de evaluare a erorilor ,iar corecţia lor se face computerizat.

Metoda prin discretizare sau analitic constă în reconstrucţia erorii finale din erorile elementare. Procedura face o separaţie între erorile sistematice S şi cele întâmplătoare R pentru fiecare parametru şi la fiecare punct de măsură; după corecţia erorilor S se prelucrează statistic erorile R.

În cele ce urmează sunt luate în discuţie numai sistemele clasice de măsurare şi pentru care sunt suficiente date la dispoziţie (sunt incluse aici sistemele magnetice mono-punct şi multi-punct şi giroscopul liber). Nu există date pentru aparatele cu transmitere la suprafaţă (steering tools) dar se presupune că acurateţea acestora este comparabilă cu cea a busolelor iar repetabilitatea este cu mult mai bună. În tabelul 9.2 este prezentată o sinteză a acestor erori:

Tabelul 9.2. Sinteza erorilor sistematice de măsurare.

Erori de înclinare (minute)

Erori de azimut (grade)

Reproductibilitate……10 Reproductibilitate……1,0 Film………………….15 Film………………….1,0 Precizie………………20 Precizie………………3,0 Reducţia dezaxată……10 Reducţia dezaxată……0,5

Garnitură de foraj…….3,0 Total………………….55 Total…………………..8,5

Recomandări de implementare. Calitatea controlului traiectului unei sonde (well survey) depinde de numărul şi precizia măsurătorilor folosite la stabilirea traiectoriei sondei. Calitatea fiecărei înregistrări depinde de modul cum s-au luat în considerare erorile şi corecta lor implementare.


200

Prăjinile grele amagnetice (PGA) – numărul şi lungimea acestora

Alegerea lungimii necesare a acestora are în vedere minimizarea erorilor sistematice provocate de materialul garniturii de foraj asupra instrumentelor magnetice. De regulă azimutul indicat este mai mic decât cel real în emisfera nordică. Nivelul de eroare creşte dacă traiectoria se apropie de direcţia magnetică E/W iar lungimea PGA scade. Aceste erori pot fi corijate: există nomograme ale erorilor magnetice în funcţie de direcţia (azimutul) sondei pentru diferite valori ale parametrului a (fig.9.9):

ILMa sin2= , (11.1)

unde: I este înclinarea; M – masa magnetică echivalentă (polul de forţă) în [emu] (unităţi electromagnetice, emu = 10-9 H – Henry); L – distanţa de la busolă la partea inferioară a PGA, [cm].

Majoritatea firmelor care execută măsurători în sonde furnizează un ghid de diagrame pentru alegerea lungimii PGA eliminându-se astfel calculul erorilor legate de polul de forţă.

Numărul de PGA se alege în corelaţie cu zona de operare (fig.9.10) (valoarea forţei magnetice orizontale a Pământului – tabelul 9.4), cu înclinarea şi cu variaţia azimutală faţă de nordul magnetic.

Tabelul 9.3. Corelaţia forţă magnetică orizontală-înclinare (pentru diferite zone).

Zona Înclinarea câmpului magnetic I (0)

Componenta orizontală a câmpului magnetic He (oersted)

I < 37 He > 0,28 I 37 < I < 47 0,24 < He < 0,28 II 47 < I < 65 0,15 < He < 0,24 III 65 < I < 75 0,09 < He < 0,15

Fig.9.9. Corecţia erorilor magnetice.


201

Centrarea în sondă. Sunt de preferat măsurătorile prin interiorul garniturii de foraj. Cele mai bune rezultate se obţin în cazul ansamblurilor stabilizate. Variaţiile locale de azimut sunt sesizabile numai în gaură netubată. Pentru cazul giroscopului măsurarea în interiorul coloanei de tubare este mai precisă (cu cât trecerile dintre îmbinări sunt mai uniforme erorile de impact sunt eliminate şi cu cât diametrul este mai uniform, cu atât centrarea aparatului este mai bună).

Azimutul referinţă. Azimutul determinat cu ajutorul giroscopului este o mărime relativă de aceea înainte de operare trebuie stabilită o direcţie reper fixă (vizibilă în orice situaţie) şi calculul exact al direcţiei nord geografică.

Fig.9.10. Hartă zonală pentru stabilirea numărului de prăjini grele amagnetice.


202

Deriva giroscopului (driftul). Giroscopul nu este influenţat de erorile magnetice, însă datele măsurate includ o serie de erori, iar ca regulă viteza de lucru este esenţială în limitarea erorilor (variabile în timp). Se preferă efectuarea de înregistrări pe porţiuni ale sondei.

Deriva aparentă (driftul) este cauzată de rotaţia terei. Dacă se consideră o axă orizontală şi giroscopul localizat la polul Nord (giroscopul este perfect echilibrat şi nu sunt frecări), acesta va indica o schimbare aparentă de direcţie la o revoluţie a globului (24 h, respectiv 15o/h). Acelaşi lucru se întâmplă în direcţie opusă (polul Sud). La Ecuator, dacă axa giroscopului este paralelă cu axa de rotaţie a Pământului nu există drift aparent. Driftul la latitudinea europeană este de aproximativ 10o/h. Driftul aparent trebuie compensat cu o contragreutate uşoară plasată în interiorul cadrului suport pentru axa spin prin intermediul unui şurub ajustabil şi a cărui greutate dă un cuplu de torsiune. Acest cuplu dă giroscopului o mişcare de precesie opusă driftului aparent. Şurubul se reajustează când giroscopul se foloseşte la o nouă locaţie unde latitudinea variază cu mai mult de 5o. Aceste operaţii sunt efectuate computerizat la giroscoapele cu citire directă.

Driftul reconstruit – deriva (alunecarea) giroscopului se determină prin opriri şi perioade de observaţie uniform spaţiate, la intervale de timp egale (prelungind cu 3..5 min înregistrarea) (fig.9.11) şi care permit stabilirea direcţiei pe timpul măsurătorii. Variaţia observată dă mărimea derivei pe durata observaţiei. Prin repetarea procedeului la fiecare 10 minute în timpul introducerii şi al extragerii dispozitivului, eroarea de alunecare se poate estima ca o funcţie de timp.

Transpusă grafic, direcţia din perioada de observaţie, şi extrapolată pe durata fiecărui interval de timp se obţine deriva reconstruită.

Închiderea driftului – la suprafaţă giroscopul poate fi reorientat pe direcţia reperului de referinţă. Măsurătoarea luată în această poziţie dă deriva totală observată (prin scădere din

Azimutul citit (faţă de reper)

Fig.9.11. Reconstrucţia şi închiderea driftului.


203

deriva iniţială măsurată). Driftul total observat diferă de cel calculat prin valoarea denumită închidere. Azimutul calculat al unei sonde la fiecare staţie de măsurare este azimutul măsurat corectat adăugat la azimutul reperului.

Dacă întregul sistem se înclină dar rămâne într-un plan normal pe axa de rotaţie abaterea este zero. O schimbare de azimut pentru giroscopul înclinat este indicată pe cadranul cu roza vânturilor (data va include o eroare dependentă de înclinarea iniţială). Pentru minimizarea acestei erori axa giroscopului trebuie orientată perpendicular pe planul median al sondei – situaţie posibilă numai dacă traiectul este cunoscut. În alte cazuri axa giroscopului se orientează N/S, iar eroarea gimbal (deriva) se corectează cu o diagramă de tipul celei prezentate în figura 9.12.

– eroarea gimbal reprezintă de fapt, o diferenţă geometrică între unghiul dorit şi cel măsurat; măsurătoarea se face într-un plan perpendicular pe traiect în timp ce variaţia de direcţie (orientarea) se determină într-un plan orizontal. La instrumentele sofisticate această problemă (eroare) nu există – giroscoapele actuale sunt suspendate înt-un set de cadre acţionate prin servo-accelerometre care păstrează axa de rotaţie a carcasei exteriore verticală (platforme inerţiale – Humphrey System DG 76).

Elipsa de incertitudine (fig.9.13). Prin combinarea erorilor sistematice ale înclinării şi azimutului se obţin mai multe traiecte corectate a căror înfăşurătoare este un con (baza conului este cercul de incertitudine). Intersecţia dintre acest con şi un plan orizontal este elipsa de

Fig.9.12.


204

incertitudine (una dintre axele elipsei se presupune a fi pe direcţia azimutului sondei). În plus, dacă se consideră şi erorile legate de lungimea reală a garniturii, înfăşurătoarea punctelor extreme obţinute, generează un elipsoid. Calculul razei cercului de incertitudine: se calculează coordonatele spaţiale ale traiectoriei fără corecţii (Xt, Yt, Zt); se calculează coordonatele spaţiale ale traiectoriei cu corecţiile de înclinare şi azimut prin adunarea erorilor pozitive (Xm, Ym, Zm);

])()()[( 222mtmtmt ZZYYXXR −+−+−= (9.2)

Studiul anticoliziune. Acesta nu presupune rezolvarea unei ecuaţii dar constă într-o procedură care permite, pe baza incertitudinilor calculelor efectuate, estimarea distanţei relative dintre sonde (operaţie destul de laborioasă). În general un astfel de studiu implică: determinarea parametrilor de incertitudine; determinarea elipselor de incertitudine (în special în zonele cu grad de risc mare); calculul distanţei orizontale dintre sonde; analiza rezultatelor.

Factorii care influenţeaza devierea sondelor – consecinţe

Factorii: naturali (formaţiuni cu escavaţii, alternanţa de duritate a rocilor traversate); tehnologiile şi echipamentul de foraj (tipul sapelor, tipul ansamblurilor de fund – BHA, metoda de foraj, apăsare excesivă pe sapă).

Consecinţe: formarea de găuri eliptice, sonde ovale, găuri de sondă lărgite, îngenuncheri, găuri de cheie.

9.4. Tehnicile de deviere Echipamentul specific de dirijare se compune din: penele de deviere, sapa cu jet, instrumentul rebel, stabilizatorii (la forajul rotary – cu antrenare de la suprafaţă); turbinele de foraj, motoarele cu deplasare pozitivă PDM, stabilizatorii,

Est Sud

Traiect calculat Conul de incertitudine Cerc Elipsa Adâncimea

Fig.9.13. Elipsa de incertitudine.


205

echipamentul amagnetic, reducţiile de orientare, reducţiile dezaxate – simplu/dublu, dispozitivele flexibile (la forajul cu motor submersat).

Penele de deviere (Whipstock). Sunt confecţionate în general din prăjini grele pe a căror suprafaţă laterală se ferezează un jgheab longitudinal cu adâncime variabilă (înclinat). Pot fi: permanente, amovibile (fig.9.14), orientate sau nu. Se folosesc fie în gaură liberă, fie în zonă tubată pentru realizarea unei ferestre. Odată cu dezvoltarea sondelor multi-drenă, ramificate şi de re-intrare penele oferă cea mai simplă cale de frezare a unei ferestre într-o coloană.

Dirijarea cu jet hidraulic (fig.9.15). Practicabilă în roci moi, redusă ca cost se aplică astfel: după orientarea duzei principale se foreajă cu jet un buzunar dezaxat, apoi prin bătaie se avansează cât permite talpa. În următorul pas se reia forajul rotativ cu o apăsare maximă pe sapă şi se avansează pe lungimea unei prăjini. După controlul deviaţiei obţinute procedeul se poate relua.

Dirijarea cu motoare submersate (fig.9.16). La scară industrială s-a dezvoltat forajul cu motoare hidraulice (turbine de foraj, respectiv motoare elicoidale):

– Turbinele de foraj. Sunt motoare hidrodinamice de mare viteză de rotaţie (500…1000 rot/min), folosite în ansamblu cu sapele PDC şi din raţiuni de viteză de avansare, altfel sunt costisitoare şi dificil de întreţinut. Pentru dirijare îşi

Fig.9.14. Pene de devier amovibile. Fig. 9.15. Sapa de deviere (jetting).


206

găsesc locul ,frecvent, împreună cu sapele cu diamante la corectarea azimutului în zona de iniţiere a intervalelor curbilinii (KOP).

Motoarele elicoidale (volumetrice) pentru dirijare PDM incorporează reducţia dezaxată (bent housings), prin unghiul dintre corpul motorului şi carcasa lagărului etajat. Se elimină astfel reducţia strâmbă şi se măreşte efectul de deviere prin apropierea dezaxării de sapă. Se permite şi o rotaţie a garniturii de foraj de la suprafaţă. Dezaxarea poate fi fixă sau ajustabilă de la suprafaţă din sfert în sfert de grad.

Există mai multe configuraţii ale motoarelor de dirijare: cameră pentru simplă înclinare (fixă sau ajustabilă) – cel mai des folosită practic; camere pentru dublă înclinare (poziţie jos sau sus; fixă sau ajustabilă) – nu permite rotirea garniturii; motor cu unitate dublu dezaxată DTU (cu înclinarea în două unghiuri opuse).

Pentru o mai bună eficienţă aceste motoare sunt stabilizate: cu lame armate, cu manşoane interschimbabile sau cu coliere stabilizatoare.

Fig.9.16. Motoare submersibile pentru foraj direcţional.


207

Ansambluri cu stabilizatorii (BHA). La forajul direcţional stabilizatorii servesc doar la controlul înclinării sondei. În funcţie de numărul, mărimea şi poziţia lor în garnitura de foraj permit modificarea (creşterea, menţinerea, reducerea înclinării) traiectului sondei. Există o mare varietate de tipo-dimensiuni de stabilizatori (cu lame sudate, cu lame integrale, de tip manşon nestaţionar, staţionare), iar după modul de dispunere al lamelor (lame drepte, lame spirale dreapta, lame spirale stânga). La forajul direcţional sunt disponibili stabilizatori cu diametrul ajustabil – diametrul exterior al lamelor poate fi modificat de la suprafaţă prin impulsuri de presiune în garnitura de foraj.

Echipamentul amagnetic – intercalat în garnitura de foraj la utilizarea instrumentelor magnetice pentru măsurarea devierii şi rolul de izolator împotriva perturbaţiilor magnetice induse de componentele din oţel ale garniturii de foraj. Este fabricat din oţel inoxidabil de înaltă calitate, rezistent la coroziune sau aliaje precum "Monel" (70 % nichel + 30 % cupru). Acest echipament include: prăjini grele (normale ca lungime sau scurte), prăjini de foraj compresibile, prăjini de foraj, stabilizatori, reducţii.

Reducţiile de orientare – denumite UBHO (Universal Bottom Hole Orienting) sunt proiectate să permită culisarea unui manşon în care se aşează instrumentul de măsurare care este prevăzut la partea inferioară cu un şiu în formă de potcoavă. Manşonul se va bloca într-o poziţie care aliniază orientarea instrumentului de măsurare cu cea a deviatorului.

Reducţiile dezaxate – se plasează, de regulă, deasupra motorului submersat şi au marcate pe cepul filetat direcţia dezaxării şi mărimea acesteia.

Reducţia telepilot (fig.9.18) – dezvoltată de IFP şi SMFI este o reducţie dezaxată cu unghi variabil comandat de la suprafaţă. Printr-un sistem baionetă reducţia este manevrată hidraulic cu ajutorul fluidului de foraj (se roteşte partea inferioară în raport cu partea superioară cu unghiul θ). Prin construcţie se stabileşte unghiul maxim dintre cele două părţi α, valoarea unghiului de înclinare ϕ este variabilă de la o poziţie la alta (fig. 11.17/3). Pentru un unghi α = 1o 1/4, unghiul ϕ variază

Fig.9.17. Principiul de operare al

telepilotului


208

de la 0 la 2,5o. Ca tipodimensiuni de telepilot se construiesc: pentru unghiuri de dezaxare maximă α de 0,875; 1,25 şi 1,5; iar ca diametru exterior de 9 1/2, 7 3/4 şi 6 5/8 in (tab.11.5).

Tabelul 11.5. Caracteristicile de lucru ale reducţiei tele-pilot. Poziţia 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 θ, [0] 0 36 72 108 144 180 216 252 288 324 ϕ, [0] 0 0,77 1,47 2,02 2,38 2,50 2,38 2,02 1,47 0,77

Fig.9.18. Reducţie tele-comandată de orientare – construcţie şi principiul de lucru.

209

10. Forajul orizontal

10.1. Aspecte generale legate de forajul orizontal Sondele a căror porţiune ce străbate stratul productiv este orizontală sunt denumite sonde orizontale. În acord cu tehnicile actuale de foraj acestea se clasifică în (fig.10.1):

– sonde cu rază mare sau cu rază medie de curbură – reclamă forajul a câteva sute de metri pentru trecerea de la verticală la orizontală; se foloseşte echipamentul standard de dirijare, porţiunea orizontală ajunge de la sute la mii de metri, este precisă în direcţie şi cu diametru normal;

– sonde cu rază scurtă sau cu rază ultra-scurtă de curbură – necesită folosirea de echipamente speciale pentru atingerea direcţiei orizontale în câţiva metri; porţiunea orizontală nu depăşeşte de regulă 100 m, iar diametrul găurii este mic; precizia orientării este relativă.

10.2. Aplicaţiile şi atuurile forajului orizontal Forajul orizontal este astăzi o tehnică la îndemâna specialiştilor din ingineria zăcămintelor de hidrocarburi care permite diminuarea costurilor de dezvoltare a

Fig.10.1. Profile de sonde orizontale.

Forajul orizontal

210

exploatării şi de creştere a producţiei de petrol şi de gaze (în faza de proiectare avantajele sondelor orizontale reclamă o serioasă evaluare cu ajutorul tehnicilor de simulare numerică şi o bună cunoaştere a caracteristicilor rezervorului). Principalele aplicaţii ale forajului orizontal sunt:

– în zăcăminte cu permeabilitate scăzută – pentru creşterea indicelui de productivitate o soluţie este fisurarea hidraulică a zonei din jurul unei sonde verticale. Prin realizarea unei drene orizontale în lungul stratului se obţin: o creştere a lungimii de drenaj, o conductivitate infinită (rezistenţă minimă la curgere) şi un bun control al geometriei;

– la formaţiunile a căror permeabilitate este alterată prin invazia filtratului (skin efectul): reducerea de presiune în sondele verticale este proporţională cu raportul Sc/hp (skin de colmataj/înălţime perforată); la sondele orizontale efectul de skin este invers proporţional cu lungimea drenei astfel că influenţa gradului de alterare asupra pierderilor suplimentare de presiune devine neglijabilă;

– la controlul viiturilor de nisip – în formaţiunile slab consolidate riscul producţiei cu nisip este greu de prevăzut (printre parametrii care provoacă instabilitatea nisipului se specifică forţele de vâscozitate în vecinătatea găurii de sondă – proporţionale cu viteza de curgere); în drenele orizontale de lungime L viteza de curgere se reduce cu raportul hp/L; aşa se motivează completarea într-un strat de nisip cu un simplu liner preperforat a unei drene orizontale în timp ce toate sondele verticale impun filtre sau împachetări (gravel packs);

– la exploatarea zăcămintelor de gaze – vitezele ridicate de curgere lângă pereţii sondei provoacă, în cazul sondelor verticale, turbulenţe ce duc la căderi de presiune suplimentare (proporţionale cu debitul de fluide); pentru o drenă orizontală lungă viteza de curgere este mult diminuată astfel că productivitatea sondelor orizontale este cu mult mai mare la sondele de gaze;

– pentru debite de curgere numite critice – anumite zăcăminte de petrol reclamă să fie operate la debite sub valoarea aşa-zisă critică; peste sau sub această valoare de debit un fluid nedorit (apă/gaz) îşi măreşte raţia de producţie (rezervoare de gaz mărginite de un acvifer, rezervor de petrol cu cap de gaze, rezervor de petrol cu apă de talpă activă); aceste fenomene fizice sunt cunoscute sub denumirea de coning (forţele gravitaţionale tind să menţină fluidele nedorite în loc în timp ce forţele de vâscozitate provoacă ridicarea apei/coborârea gazelor către intervalul perforat);

Forajul orizontal

211

– diminuarea costurilor suplimentare pentru operare în cazurile: canalizarea apei sau injecţia de apă; creşterea factorului de recuperare; de cunoaştere a heterogeneităţilor rezervoarelor (fracturate, stratificate, efectul de adâncime, traiectorii complexe).

Tipuri de foraje orizontale (termenul include diferite metode): galerii miniere, subtraversări de conducte şi sonde orizontale (spre deosebire de primele sondele orizontale pornesc de la suprafaţă cu o fază verticală sau înclinată după care se curbează până la 90o înainte de începerea fazei orizontale).

În tabelul 10.1 sunt prezentate specificaţiile firmei Eastman Christensen pentru profilele sondelor orizontale.

Tabelul 10.1. Caracteristicile sondelor orizontale conform specificaţiilor EC. Diametrul

sculei, [in]

Diametrul sapei,

[in]

Raza de curbură,

[ft]

Intensitatea de deviere [0/100 ft]

Coloana min. verticală,

[in]

Coloana/ Linerul max,

[in] Rază-scurtă

de curbură

3 3/4 4 3/4 4 3/4

4 1/2-4 3/4

6 1/4-6 1/2

5 7/8-6

19-25 32-38 38-42

0,03-0,023 0,018-0,015 0,015-0,014

5 1/2 7 5/8

7

2 7/8 4 1/2 4 1/2

Rază-medie

de curbură

3 3/4 4 3/4M1* 6 3/4M1

8

4 1/2-4 3/4

6-8 1/2 8 1/2-9

7/8 12 1/4

286 286-300 716-400 716-400

20 20

8-20 8-14

5 1/2 7

9 5/8 13 3/8

2 7/8 5 1/2-7FJ** 7FJ-7 5/8

9 5/8

Rază-lungă de curbură

4 3/4 6 3/4

6-8 1/2 8 1/2-9

7/8

1900-1000 1900-1000

3-6 3-6

7 9 5/8

5 1/2-7FJ 7FJ-7 5/8

* M1 – Mach1; ** FJ – Flush Joint.

Sondele forate orizontal au la bază mai multe concepte. Ele diferă prin modul de trecere la faza orizontală după cum urmează:

– rază de curbură ultra-scurtă (foraj cu jet hidraulic) R < 30 cm (DGL ≈ 3o/cm), diametrul găurii 2 in iar lungimea poate ajunge la peste 70 m; – rază de curbură scurtă (în funcţie de diametrul drenei aceste profile au raze cuprinse între 6…20 m) – o gaură de 4 1/2 in are raza de curbură de 10…12 m, iar una de 6 in are raza de curbură de 18…22 m – forajul unei astfel de sonde necesită rotaţia garniturii de foraj şi folosirea de prăjini grele articulate în secţiunea deviată (firma Eastman Christensen Co. a perfecţionat tehnica aceasta de foraj şi a reuşit să foreze drene orizontale de peste 300 m în gaură de 6 in şi cu o precizie de azimut de ± 20o);

Forajul orizontal

212

– rază de curbură lungă, respectiv medie – este vorba de forajul direcţional la care găurile de sondă au diametre convenţionale, sunt folosite echipamente standard pentru rază lungă de curbură sau echipamente puţin modificate pentru sondele orizontale de tip rază medie de curbură. Reguli rezultate din experienţa practică referitoare la: raza de curbură – alegerea metodelor convenţionale impune profilul cu rază lungă de curbură (nu mai puţin de 180 m, o intensitate de deviere de maximum 3o/10 m); faţă de profilul cu rază scurtă acest tip are multiple avantaje de oferit: foraj, tubaj, carotaj, logging pentru toate domeniile de diametru, adâncime, curburi şi lungimi ale drenelor orizontale;

rază de acţiune limitată – punctul de iniţiere a devierii (KOP) este plasat cât mai jos posibil, iar înclinarea creşte gradat (profil J – fig.10.2) fapt ce îi conferă unele avantaje (frecarea scade la minim, cea mai mare parte a garniturii de foraj se află în gaură verticală, faza dirijată este scurtă şi rapid realizată, lungimea secţiunii orizontale este maximă pentru o minimă deplasare (offset) la penetrarea rezervorului); acţiune extinsă (extended reach) – în cazul când intrarea în zăcământ impune un control riguros şi o deplasare mare se adoptă profilul cu două secţiuni curbe între care se află un interval rectiliniu înclinat (lungimea şi înclinarea acestor intervale depind de deplasarea dorită);

înţeparea rezervorului (landing) – indiferent de tipul de profil ales la apropierea de acoperişul stratului productiv se forează un interval rectiliniu înclinat cu lungime şi înclinare variabile (se constituie ca o marje de siguranţă în cazul unei înclinări insuficiente şi pentru identificarea la timp a reperului geologic care controlează poziţia relativă a ţintei – factor foarte important în stratele subţiri); corecţiile de azimut – pe cât posibil porţiunile rectilinii să se găsească în acelaşi plan vertical pentru a minimiza frecările (de regulă, la înclinări de 50…60o sonda trebuie să fie orientată către ţintă – în gaură de

Fig.10.2. Profile ale traiectelor sondelor orizontale.

Forajul orizontal

213

12 1/4 in înclinată sub 60o corecţiile de azimut sunt de evitat deoarece, tehnic, se realizează greu şi sunt însoţite de reduceri substanţiale ale înclinării; când sunt strict necesare este de preferat să se realizeze în gaură de 8 1/2 in urmate de o lărgire); traiectoria ideală – experienţa acumulată în domeniul forajului orizontal a impus profilul cu o curbură progresivă, corespunzătoare poziţiei naturale a garniturii între instalaţia de foraj şi ţintă.

Tehnicile de foraj. Pentru adaptarea tehnicilor forajului direcţional convenţional la forajul orizontal se impune respectarea a câteva reguli:

– menţinerea pe cât posibil în mişcare de rotaţie a garniturii de foraj pentru învingerea frecărilor şi limitarea lipirilor; – limitarea utilizării motoarelor cu elemente de dezaxare numai la iniţierea devierii şi la corecţiile de azimut; – folosirea forajului rotativ pentru creşterea înclinării după iniţierea devierii; – pe intervalul rectiliniu puternic înclinat şi în porţiunea orizontală se recomandă un ansamblu de fund rigid cu motor submersat rotit cu viteză redusă de la suprafaţă; – forajul vertical şi faza de creştere a devierii (build up) să fie riguros controlate pentru evitarea erorilor de măsurare, curburile excesive, corecţiile majore; – simplificarea ansamblurilor de fund şi limitarea numărului de marşuri (manevre); – forajul cu motor submersat pe porţiunea orizontală reclamă folosirea unei singure sape cu durată de funcţionare mare şi care necesită apăsare mică. Ansambluri de fund (BHA). Este exemplificată aici arhitectura pentru câteva ansambluri de fund rigide (fig.10.3) întrebuinţate la înclinări mari (sunt foarte stabile, ansamblurile de creştere a înclinării realizează intensităţi mari, sub 60o azimutul rămâne stabil).

Noi tipuri de echipamente/tehnici de foraj orizontal: stabilizator conducător motor (fig.10.3, D), destinat forajului orizontal – este plasat lângă sapă are lame scurte şi se roteşte cu viteză mare (permite realizarea unei găuri stabile, viteze de avansare ridicate, păstrarea sapei curate, protejarea motorului şi ajută la transmiterea apăsării pe sapă); reducţia telepilot – cu acest echipament unghiul de dezaxare se modifică hidraulic (nu este necesară extragerea garniturii de foraj, în combinaţie cu MWD şi motor de fund se pot fora intervale drepte sau curbe, măsurătorile sunt precise); motor pentru carotaj cu tub carotier stabilizat (fig.10.3, E);

Fig.10.3. Ansambluri de dirijare cu motor submersat (A…E) şi rotary (F…H).

Forajul orizontal

214

ansambluri cu motoare navigabile (fig.10.4) – fie cu stabilizator excentric lângă sapă (K), fie cu un element de dezaxare (fig.10.4, I, J, L); prin rotirea acestor ansamble se forează un traiect rectiliniu, staţionar traiectul deviază după direcţia dezaxări de la partea inferioară a motorului; garnitură de foraj inversată – prăjinile grele sunt mutate de deasupra sapei în porţiunea unde înclinarea este între 40…60o; astfel poziţionate se obţine o rezervă de greutate care să împingă garnitura pe porţiunea orizontală, iar masa lor inerţială asigură mici rotaţii şi o bună eficienţă a gealei superioare.

Ansamblurile de creştere a înclinării şi cele navigabile folosite de firma Eastman Christensen au la bază sistemul "în trei puncte" (fig.10.5) – sapa, stabilizatorul inferior şi cel superior se înscriu pe un arc de cerc.

Sisteme şi echipamente de foraj orizontal tip EC (Eastman Christensen):

– profile cu rază lungă de curbură – NDS (navigation drilling system) (fig.10.6) sunt sisteme navigabile cu motoare de tip Mach1 ce au în componenţă o cameră dublu dezaxată (DTU) situată în apropierea sapei căreia îi dă o deplasare laterală imperceptibilă, care permite, însă, o intensitate de deviere de 2…5o/30 m;

– profile cu rază medie de curbură – aplicate în practică de EC în anul 1985, au intensităţi de deviere între 8…20o/30 m iar lungimea drenei orizontale depăşeşte 1000 m; echipamentul este antrenat de un motor Navi-Drill Mach1 (viteză de rotaţie redusă, moment de torsiune mare); ansamblul de creştere a înclinării încorporează un sistem fix (ce nu se poate roti), sau în unele cazuri un sistem navigabil (NDS) de iniţiere/direcţionare a devierii sondei (dacă este necesar forajul unui interval tangent se poate folosi un ansamblu navigabil – "angle-build motor" sau un ansamblu standard DTU). În figura 10.7 se prezintă un ansamblu de creştere a înclinării cu unghi fixat (configurat din doi stabilizatori, două reducţii flexoare şi o reducţie dezaxată conducătoare prevăzută cu patină pe corp)

Fig.10.6. Sistem de dirijare cu motor NorTrack.

Fig.10.4. Ansambluri de fund pentru forajul drenelor orizontale.

Fig.10.5. Geometria ansamblurilor Eastman Christensen (EC).

Forajul orizontal

215

şi un ansamblu navigabil capabil să realizeze atât intervale curbe, cât şi intervale drepte.

Performanţele sistemelor NorTrack şi specificaţiile tehnice pentru motorul Mach1 sunt redate în tabelele 10.2 şi 10.3. Tabelul 10.2. Geometria şi performanţele sistemelor NorTrack.

Diametrul exterior Motor Sonda UBHS

Lungimea ansamblului (L1 + L2)

Unghiul DTU

Offset la sapă

Intensitatea de deviere

Mach1 Mach2 Mach1 Mach2 in in in m (ft) m (ft) (0) mm (in) 0/30 m 0/30 m

4 3/4 5 7/8

… 7 7/8

-1/8*

6,6 (21,7)

7,9 (26,0)

0,25 0,39 0,52

4,0 (0,16) 5,0 (0,20) 6,9 (0,28)

2,3 3,6 4,8

1,9 3,0 4,0

6 3/4

8 3/8 …

9 7/8

-1/8

7,7 (25,3)

9,7 (31,9)

0,32 0,48 0,64

4,9 (0,20) 9,9 (0,40)

10,9 (0,44)

2,5 3,8 5,1

2,0 3,0 4,0

8

9 7/8 …

12 1/4

-1/8

9,1 (29,8)

10,2

(33,4)

0,30 0,64 0,74

5,9 (0,24) 12,9

(0,52) 14,8

(0,60)

2,0 4,3 5,0

1,8 3,8 4,4

9 1/2 (TKO)

12 1/4 …

17 1/2

-1/8

9,3 (30,5)

11,9

(38,9)

0,38 0,59

(0,62)

7,9 (0,32) 11,9

(0,48) 10,9

(0,44)

2,5 3,8 4,1

2,0 3,0 3,2

11 1/4

17 1/2 … 26

-1/4

10,8

(35,5)

12,5

(41,0)

0,41 0,61 0,78

11,9 (0,48) 14,8

(0,60) 18,8

(0,76)

2,3 3,5 4,4

2,0 3,0 3,8

* UBHS are diametrul sub dimensiunea găurii de sondă.

Tabelul 10.3. Specificaţii tehnice pentru motorul Mach1.

Diametrul Debitul Momentul Motor Sonda min. max.

Viteza de

rotaţie

Pres. dif.

(oper)

oper. max. Pute-rea

Randa-

mentul

in in l/min l/min rot/min bar Nm Nm kW max, %

3 3/4 4 1/4-5 7/8 250 700 120-340 55 1200 1920 15-43 67 4 3/4 6-7 7/8 300 900 100-300 50 1600 2560 17-50 68 6 3/4 8 3/8-9 7/8 700 1800 100-260 50 3800 6080 40-103 70

8 9 1/2-12 1/4 1200 2600 85-190 40 6100 9760 54-121 70 9 1/2 12 1/4-17 1/2 1500 2800 100-190 55 9300 14880 97-185 72

11 1/4 17 1/2-26 2000 4300 80-170 45 13200 21120 109-235

73

Forajul orizontal

216

Specificaţiile tehnice pentru aceste tipuri de echipamente sunt prezentate în tabelul 10.4.

Tabelul 10.4. Echipamente pentru forajul profilelor cu rază medie de curbură.

Sistem cu unghi fixat pentru profil cu rază medie Diametrul motorului

Diametrul sondei

Jocul stab.

inferior

Lungimea ansamblului

Dezaxarea sapei pentru BUR* max.

BUR teoretică

DM DS UJHS** L = L1 + L2 Offset la sapă DGL in in in m (ft) mm (in) 0/30 m

3 3/4 4 1/2-4 3/4 -1/8 6,9 (22,63) 41,7 (1,64) 13-20 4 3/4 5 7/8-6 3/4 -1/8 7,2 (23,62) 48,0 (1,89) 6-20; 13-20 6 3/4 8 1/2-9 7/8 -1/8 8,1 (26,57) 84,8 (3,34) 6-20; 13-20

8 12 1/4 -1/8 10,0 (32,8) 73,4 (2,89) 12,5 * BUR – build-up rate (intensitatea de creştere a înclinării); ** UJHS – U-Joint Housing Stab.

Sistem navigabil cu reducţie dezaxată ajustabilă (AKO) DM DS UBHS L Secţ.

articulată

Unghi dezaxar

e

Offset la sapă (max)

BUR cu/fără SS*

(max) in in in m (ft) - (0) mm (in) 0/30 m

4 3/4 6 -1/8 7,6 (17,5) AKO** 0-1,7 16,3 (5/8) 18,0

(11/16)

11,6 cu SS 12,9 fără

SS 6 3/4 8 1/2 -1/8 8,5 (28) AKO 0-1,5 19,0 (3/4)

22,2 (7/8) 9,0 cu SS 10,5 fără

SS

Fig.10.7. Echipamente de fund pentru realizarea profilului cu rază medie de curbură.

Forajul orizontal

217

8 12 1/4 -1/8 9,1 (30) AKO 0-2,0 32,9 (1 5/16)

41,6 (1 5/8)

10 cu SS 12 fără SS

* SS – stabilizator superior; ** AKO – Adjustable Kickoff Sub (secţiune articulată a motorului).

În cazul în care

intensitatea de deviere depăşeşte 15o/30 m, în componenţa garniturii de foraj sunt incluse prăjini de foraj compresibile (fig.10.8), confecţionate din oţel de grad superior – S-135 şi care au plasate echidistant pe corp 2…3 zone îngroşate. Prăjinile grele amagnetice folosite la realizarea profilelor cu rază medie de curbură au aceleaşi dimensiuni cu prăjinile de foraj compresibile. Pentru intensităţi sub 15o/30 m se folosesc, în secţiunile curbe şi cea orizontală, prăjini de foraj intermediare.

– profil cu rază scurtă de curbură – sistemele rotary sunt capabile să realizeze trecerea de la verticală la orizontală în 10…20 m (intensităţi de 4,5…10o/m; rază de curbură de 6…13 m); sunt alcătuite din ansamblul de orientare, un tub de foraj curb nerotativ, o prăjină de foraj flexibilă (articulată) care transmite momentul de rotaţie şi un ansamblu stabilizat (fig.10.9).

Ansamblul de foraj al intervalului curb se compune din două părţi: prăjina flexibilă conducătoare care transmite mişcarea de rotaţie din secţiunea verticală în interiorul tubului de ghidare curbat şi mai departe la sapă; carcasa staţionară a ansamblului este curbată în poziţie netensionată, iar la interior se găseşte un arbore de transmisie flexibil care preia mişcarea de rotaţie şi o transmite la sapă prin intermediul a două reducţii rotitoare asamblate la capetele tubului de ghidare; iniţierea devierii cu un sistem de orientare ghidat este asemănătoare cu metoda de deviere cu pana.

Fig.10.8. Echipament pentru realizarea unor intensităţi mari de deviere.

Fig.10.9. Echipament pentru realizarea

profilelor cu rază scurtă de curbură.

Forajul orizontal

218

Sistemele rotary pentru forajul profilelor cu rază scurtă de curbură sunt adaptabile la orice tip de aplicaţie: iniţierea devieri în gaură liberă sau gaură tubată, din interval vertical sau interval deviat. Ansamblul de fund pentru forajul porţiunilor drepte este configurat asemănător cu cel din figura 10.10.

Probleme speciale la forajul sondelor orizontale. Tehnicile de realizare a unor profile de sonde orizontale sunt numeroase, însă procesul de construcţie ridică o serie de probleme specifice referitoare la: tipul de completare, metodele şi mijloacele de lucru, cât şi cum pot fi folosite metodele convenţionale de lucru, modificările sau tehnicile noi necesare.

– logging – măsurătorile cu cablu (wire line) sunt limitate la sonde cu înclinări ce nu depăşesc 65…70o astfel că pentru sondele cu devieri mai mari şi cele orizontale s-au impus alte tehnici de investigare;

– MWD – a fost prima metodă de obţinere a informaţiilor în timp real la foraj; sunt disponibile câteva dispozitive pentru evaluarea formaţiunilor traversate prin foraj: gamma ray (simplă/orientată), carotajul de rezistivitate, termic şi de densitate;

– Simphor – sistem de investigare dezvoltat de firma Elf Aquitaine şi IFP este montat la capătul inferior al garniturii de foraj (fig.10.11, a);

– tubing flexibil (coiled tubing) are toate avantajele cablului, în plus este capabil să împingă dispozitivele de

Fig.10.10. Echipament pentru realizarea profilului cu rază scurtă de curbură.

Fig.10.11. Sisteme de investigare a sondelor orizontale.

Forajul orizontal

219

măsură pe distanţe mari şi pe direcţie orizontală;

– sistem de împingere prin pompare – dispozitivele (cu diametre reduse) sunt pompate prin interiorul garniturii de foraj sau a tubingului (fig.10.11, c).

După 1984 forajul profilelor cu rază medie de curbură a cunoscut cea mai puternică dezvoltare. Problemele mecanice ce apar în procesul de foraj pot fi eliminate prin aplicarea principiilor şi conceptelor de compunere a echipamentelor de foraj/spalare a sondei dezvoltate la forajul profilelor cu rază lungă de curbură; forţele ce apar sunt diferite ca valoare, însă, principiile mecanice rămân valabile. Intensităţile de deviere mari obţinute la profilul cu rază medie de curbură elimină multe din problemele inerente profilului cu rază lungă.

Un profil tipic de sondă orizontală cu rază medie de curbură este alcătuit astfel: secţiunea verticală este forată până la punctul de iniţiere a devierii; urmează un interval de creştere a înclinării cu o intensitate (curbură C – BUR) de deviere constantă care defineşte un arc de cerc de rază R; secţiunea tangentă de înclinare constantă (Itg) se forează pentru corecţiile variaţiilor de curbură sau corecţiile legate de ţintă (HV); un al doilea interval curbiliniu măreşte înclinarea la valoarea finală (If), acest punc este referit sub numele de curbură finală (CF); drena laterală (orizontală) se sapă până la atingerea ţintei. Pentru faza de proiectare se acceptă un arc de cerc de curbură minimă la trecerea de la secţiunea verticală la orizontală. Relaţiile de calcul pentru definirea proiecţiilor verticale şi ale celor orizontale sunt:

)]sin()[sin(min

ifKOP IICkHVhh −−== 1

1 . (10.1)

Pe intervalele curbilinii se determină adâncimea pe verticală h, lungimea forată L şi deplasarea orizontală d:

)]sin()[sin( 121

12 IIC

khhadm

−+= , (10.2)

Fig.10.12. Elementele geometrice ale unui profil cu rază medie de curbură.

Forajul orizontal

220

admC

IIkLL 12112 180

−π+= , (10.3)

)]cos()[cos( 211

12 IIC

kddadm

−+= . (10.4)

Pentru forajul orizontal într-o zonă cunoscută, cu o ţintă şi cu un anumit set de instrumente bine definite secţiunea tangentă este eliminată; dimpotrivă, la prima sondă forată şi cu o curbură necunoscută se impune planificarea a una sau mai multe secţiuni tangente definite:

)cos( tgILhh ∆+= 23 , (10.5)

LLL ∆+= 23 , (10.6)

)sin( tgILdd ∆+= 23 . (10.7)

În tabelul 10.5 este arătată importanţa mărimii intensităţii de deviere. Maximizarea acesteia duce la reducerea lungimii intervalului de gaură forate direcţional pentru a se atinge 90o (ex.: 360 m la 2,5o/10 m faţă de 138,5 m la 6,5o/10 ).

Tabelul 10.5. Elementele caracteristice ale intervalului curbiliniu. Intensitatea de deviere Adâncimea pe verticală sau

raza de curbură Intervalul forat sau

lungimea arcului de cerc DGL (BUR) HV = TVD = R = L/1,57 L = MD = 90 10/DGL

(0/10 m) m m 2,50 229 360 3,50 164 257 4,50 127 200 4,75 121 189,5 5,00 115 180 5,25 109 171 5,50 104,5 164 5,75 100 156,5 6,00 95,5 150 6,25 92 144 6,50 88 138,5

Ipoteză: devierea începe la 0 şi se termină la 90 grade sexazecimale.

Un al doilea avantaj al curburilor mari îl constituie relativa variaţie a adâncimii pentru o variaţie dată a BUR (fig.10.13) (ex.: 0,25o creştere a BUR la 6,25o/10 m reduce HV cu 4 m; 0,25o creştere a BUR la 3,50o/10 m reduce HV cu 11 m). Echipamentele moderne alcătuite din motoare cu corp dezaxat sunt capabile să realizeze intensităţi mari de deviere şi fac posibil forajul orizontal în lungul

Forajul orizontal

221

stratelor subţiri. Se reduce substanţial costul de dirijare prin reducerea lungimii intervalului curb, iar variaţiile BUR nu duc la variaţii sensibile ale HV care să impună marşuri suplimentare de corecţie. În figurile 10.14 şi 10.15 sunt prezentate posibilităţile de corecţie ale variaţiilor BUR, respectiv influenţa unghiului de înclinare a secţiunii tangente asupra acurateţii de menţinere în zona stratului productiv.

În figura 10.14 este prezentat modul de plasare a porţiunii orizontale la o aceiaşi adâncime fie folosind o intensitate de deviere de 5,25o/10 m, fie de 6o/10 m împreună cu un interval tangent la 45o şi cu lungimea de 19 m (Ltg = ∆ HV/cos(Itg)). Lungimea şi înclinarea secţiunii tangente sunt factori importanţi pentru forajul orizontal. De asemenea, factori ca reperele geologice, numărul de marşuri cu sapa şi gradul de precizie al adâncimii la care se începe forajul pe orizontală vor influenţa înclinarea şi lungimea secţiunii tangente (fig.10.15). Se observă că variaţia adâncimii pe verticală este cu atât mai mică cu cât înclinarea porţiunii tangente este mai mare (în general înclinarea se plasează între 45o…60o). Între aceste limite au fost forate 70-86 % din secţiunile de trecere de la verticală la 90o. Variaţia de adâncime rămâne însemnată pentru lungimea

Fig.10.13. Influenţa intensităţii de deviere asupra adâncimii de penetrare a stratului.

Fig.10.14. Ajustarea BUR cu ajutorul unei secţiuni tangente.

Forajul orizontal

222

secţiunii tangente forate fapt ce permite o bună încredere la alegerea intensităţii de deviere.

Dacă intensitatea maximă şi cea minimă au fost stabilite pentru o anumită unitate geologică, unghiul optim al secţiunii tangente şi adâncimea la CF se pot determina pentru o grosime de strat şi o ţintă date:

( )( ) ⎥

⎦

⎤⎢⎣

⎡−

−−=

minmax

minmax)sin(arcsinCCk

HVHVCCII acftg

1

, (10.8)

[ ])sin()sin(max

tgfadm

aCF IICC

kHH −⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡−+=

111 . (10.9)

în relaţiile (10.1)…(10.9) s-au folosit următoarele notaţii:

Cmax , Cmin , Cadm – Intensităţile de creştere ale înclinării maxime, minime şi admisibile; hi – adâncimile pe verticală; di – deplasările pe orizontală; Itg, If, Ii – înclinările pentru secţiunea tangentă, finală (90o) şi iniţială (0o); HV , HVCF , HVa , HVc – adâncimile verticale la nivelul ţintei, curburii finale, acoperişului respectiv culcuşului stratului forat orizontal;

k1 – constantă care depinde de modul de exprimare a intensităţii de deviere:

⎪⎩

⎪⎨⎧

=]/[

]/[]/[

ftBURpentrumBURpentrumBURpentru

k100573030171910573

0

0

0

1 .

Ecuaţiile (10.8) şi (10.9) sunt foarte utile în proiectarea forajului orizontal şi permit minimizarea lungimii forate şi a numărului de ansambluri de fund în acelaşi timp cu maximizarea gradului de certitudine în atingerea ţintei.

Alegerea profilului /Construcţia sondei. Forajul lateral în lungul stratului productiv este privit atât ca o operaţie de completare, cât şi ca una de foraj

Fig.10.15. Influenţa înclinării secţiunii tangente asupra controlului intrării în strat.

Forajul orizontal

223

propriu-zis. Creşterea debitului sondelor şi a factorului de recuperare, interacţiunea cu fluidul de foraj, diverse mecanisme de afectare a productivităţii, variabilitatea caracteristicilor rezervorului reprezintă câţiva din principalii factori care se iau în considerare. Criteriile de alegere a programului de tubare au în vedere atât minimizarea costului forajului, cât şi costurile legate de completarea sondei orizontale astfel ca în final proiectul să fie profitabil economic.

Frecvent stratele productive sunt afectate la traversarea prin foraj cu fluide incompatibile cu roca sau cu fluidele cantonate în pori: formaţiuni sensibile în contact cu apa, formaţiuni sensibile la variaţiile de permeabilitate relativă şi a forţelor capilare, formaţiuni care reclamă fluide de stimulare incompatibile cu fluidul de foraj, fluide ce conţin produşi insolubili în fluidele din zăcământ sau în cele de stimulare.

La forajul vertical blocajele sunt eliminate prin stimulări în zona din vecinătatea sondei. Nu este întotdeauna posibil şi economic de efectuat operaţii de stimulare în sondele orizontale (controlul blocajului şi reducerea operaţiilor de stimulare sunt de preferat forajului sondei la un cost minim). Operaţiile de izolare (tubare şi cimentare) a drenelor laterale şi volumul ridicat de operaţii de stimulare pot duce la creşteri semnificative a costului faţă de situaţia controlului mecanismelor de blocaj în timpul forajului.

Programul de completare poate reclama un diametru sau o presiune de lucru minime pentru coloana de exploatare. Însă, la efectuarea unor tratamente de fracturare cu volume mari de fluide se impune o coloană cu presiune de spargere şi diametru mari. Sondele cu probleme de viituri de nisip reclamă coloane largi pentru a permite introducerea dispozitivelor de control a producţiei de nisip.

După stabilirea sistemului de fluid de foraj şi coloana de exploatare, pentru optimizarea completării orizontale se iau în considerare şi condiţiile din porţiunea superioară a sondei. Factorii care influenţează programul de construcţie se pot manifesta deasupra sau sub zona punctului de deviere (KOP): zone cu pierderi de circulaţie, zone cu instabilitate ale pereţilor, roci vâsco-plastice (sare); strate productive secundare, zone supra/sub presurizate, zone cu strângeri de gaură sau cu îngenucheri care împiedică trecerea echipamentelor de foraj direcţional. Oricare din aceşti factori impun tubarea unei coloane intermediare al cărui şiu poate fi deasupra sau sub zona KOP. Tubarea unei astfel de coloane este justificată economic dacă se consideră că: volumul şi pierderile de fluide scumpe de completare sunt minimizate; jocul radial se reduce iar optimizarea spălării

Forajul orizontal

224

sondei se obţine la caracteristici reologice scăzute ale fluidului; controlul solidelor este optim şi duce la diminuarea blocajelor.

Controlul adâncimii de foraj. Traiectul sondei în porţiunea curbă şi secţiunea laterală vor fi influenţate de considerente geologice atât pe verticală, cât şi pe orizontală: adâncimea verticală a ţintei (TVD) şi grosimea stratului; azimutul dorit al sondei; zonele reper geologic; variaţiile de adâncime ale formaţiunii; variaţiile verticale şi laterale de facies afectate de istoricul geologic al sedimentării. Pentru corectarea traiectului în timpul forajului zonei curbe sunt folosite mai multe tehnici. Acestea sunt legate de: repere de argilă continui, repere discontinui de cărbune cu sau fără izopace constante, repere al căror culcuş are înclinare diferită faţă de înclinarea ţintei; schimbarea poziţiei reperului faţă de ţintă prin prezenţa unei falii; prezenţa discontinuităţilor în rezervor (heterogeneitate laterală fără variaţie pe verticală; variabilitate pe laterală şi pe verticală; întâlnirea unei falii – reclamă cunoaşterea magnitudinii şi a direcţiei de deplasare).

Curs Foraj

Documents

Transcript of Curs Foraj