Tecnología de diseño de optimización de ingeniería de perforación
Para determinar los parámetros mecánicos de la roca, a menudo se utilizan pruebas de núcleos de laboratorio y datos de registros de pozos geofísicos para interpretar los parámetros mecánicos de la roca. La investigación sobre la detección y predicción de la presión de formación se centra principalmente en sistemas de rocas clásticas. Sin embargo, no existe un método maduro y eficaz para predecir la presión de formación en rocas carbonatadas marinas, por lo que es difícil predecir con precisión la presión de formación en perfiles de rocas carbonatadas.
3.3.2.1 Tecnología de descripción del factor del entorno geológico de perforación
Los factores del entorno geológico de perforación son factores de influencia objetivos que deben comprenderse y dominarse tanto como sea posible en la ingeniería de perforación, incluyendo principalmente la estructura geológica. factores y propiedades mecánicas de la formación, capacidad de perforación de la formación y la ley de acoplamiento de interacción entre las herramientas de perforación y la formación. El estudio y la descripción precisa de los factores ambientales geológicos de la perforación pueden mejorar la eficiencia de la perforación y reducir los riesgos de perforación, lo cual es de gran importancia para la perforación científica.
(1) Cálculo de los parámetros mecánicos de la roca
Los parámetros mecánicos de la roca son datos básicos que reflejan las propiedades integrales de la roca, incluidos los parámetros elásticos y los parámetros de resistencia mecánica. Los parámetros elásticos de la roca se pueden dividir en parámetros elásticos estáticos y parámetros elásticos dinámicos. Los parámetros elásticos estáticos generalmente se obtienen en el laboratorio mediante pruebas de carga directa sobre núcleos de roca, mientras que los parámetros elásticos dinámicos se obtienen midiendo la velocidad de las ondas sonoras en muestras de roca. Los parámetros elásticos estáticos de las rocas pueden medirse mediante un dispositivo de prueba de tensión triaxial de laboratorio y calcularse mediante la siguiente fórmula:
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Dónde: μs es la relación de holgura del amarre estático, adimensional; δ ε θ es la deformación radial, mm; δ l es la deformación axial, mm; Es es el módulo de Young dinámico, MPa δ σ es la tensión, n/mm;
De acuerdo con la relación entre los parámetros elásticos de la roca, se puede derivar la fórmula de cálculo de los parámetros elásticos dinámicos de la roca:
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Estático Existe una clara diferencia entre parámetros elásticos y parámetros elásticos dinámicos. En general, los parámetros elásticos dinámicos son mayores que los parámetros elásticos estáticos (ed > es, μ d > μ d > μ s). Para obtener parámetros elásticos estáticos a partir de datos de registro de pozos, los parámetros elásticos dinámicos deben convertirse en parámetros elásticos estáticos. En la conversión de parámetros elásticos estáticos y dinámicos, se han propuesto varios modelos de conversión en el país y en el extranjero.
Los parámetros de resistencia mecánica de la roca incluyen: dureza de la roca Hd, resistencia a la compresión uniaxial Sc, resistencia al corte inicial C y ángulo de fricción interna φ, resistencia a la tracción St y resistencia a la compresión triaxial Sp. Estos parámetros se pueden obtener a través de datos reales. pruebas de núcleo en el laboratorio o calculado utilizando datos de registro de pozos. Métodos de resistencia de las rocas y modelos relacionados:
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Donde: Hd es la dureza, MPa, Vs es la velocidad de la onda de corte, km/s; .
Resistencia a la compresión uniaxial:
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Donde: c es la cohesión, MPa es la densidad de la roca, g/ cm3; Vp es la velocidad de la onda longitudinal, km/s; Vcl es el contenido de lodo, un decimal μd es el índice de Poisson;
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Entre ellos: m = 58,93-1,785c.
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Donde: Sp es la resistencia a la compresión de la roca bajo presión de confinamiento, MPa; Sc es la resistencia a la compresión uniaxial, MPa; es la presión de confinamiento, MPa; a y b son coeficientes empíricos; a = 10(1948+4009 dr); b = 10-(0,7452+56126 dr) es el tamaño promedio de partícula de la roca, mm.
(2) Cálculo de parámetros de tensión in situ
Existen muchas técnicas de medición de tensión in situ en laboratorio, que generalmente se dividen en pruebas de núcleo y pruebas de campo.
Las pruebas de núcleos de roca incluyen principalmente análisis de deformación diferencial (DSA), análisis de deformación anelástica (ASR), análisis de anisotropía de velocidad de onda, emisión acústica (efecto Kaiser), etc. Las pruebas de campo son principalmente fracturación hidráulica (fracking). La tecnología de fracturación hidráulica se reconoce como el método más preciso y eficaz para medir la tensión in situ profunda, mientras que el método de hundimiento de la pared del pozo puede proporcionar una orientación más fiable de la tensión in situ. Otras técnicas son en su mayoría métodos de determinación indirectos que requieren el uso de múltiples métodos para proporcionar datos más confiables.
Basado en la relación entre la tensión in situ, el entorno geológico y las propiedades mecánicas de la roca, se analizó y estudió la ley de distribución de la tensión in situ y muchos factores que afectan la tensión in situ, y se realizó un experimento in situ. Se estableció el modelo de estrés. Utilice datos de registro de pozos para calcular los parámetros del modelo y calcular los datos de tensión in situ de la formación. Este método puede obtener perfiles de tensión verticales in situ y ha sido ampliamente utilizado. En términos de cálculo de tensiones horizontales, se han desarrollado muchos modelos de cálculo en el país y en el extranjero.
Como el modelo Mohr-Coulomb, el modelo Dinnick, Matthews & amp. Modelo Kelly, modelo Terzaghi, modelo Anderson, modelo Newbery, etc. El profesor Huang Rongzun de la Universidad Youshi de China propuso el siguiente modelo de predicción de tensiones in situ:
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(3) Cálculo de los parámetros de perforabilidad de la formación
Mi país utiliza el método de perforabilidad de microperforación para clasificar la perforabilidad de las formaciones, que se divide en 10 niveles para expresar cuantitativamente la perforabilidad de las formaciones. A través del análisis de la relación entre los datos de registro y la perforabilidad de la roca, se concluye que existe una correlación significativa entre la diferencia de tiempo acústico δT, la densidad de la roca ρ y la perforabilidad de la roca kd. Bajo ciertas condiciones, δT y ρ pueden reflejar la capacidad de perforación de la roca, pero debido a la complejidad de la formación y las limitaciones de la tecnología de registro, a veces un solo parámetro no puede reflejar completamente la capacidad antifractura de la roca. Para determinar con mayor precisión la relación entre las variables de registro y la capacidad de perforación, se utilizó un método de regresión múltiple para establecer un modelo de relación entre los parámetros de registro multifactorial y la capacidad de perforación.
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3.3.2.2 Tecnología de diseño de estructuras de pozos profundos y ultraprofundos
(1) Principios de diseño de estructuras de pozos
1) Favorece una perforación segura, acorta el ciclo de perforación, reduce los costos de perforación, evita la aparición de situaciones complejas como fugas, reventones, colapso y atascos, y satisface las necesidades de aislamiento de diferentes presiones. sistemas.
2) Puede sellar eficazmente la capa objetivo, satisfacer las necesidades del anillo y mejorar la calidad de la cementación.
3) Considerar los requisitos de profundización geológica y cumplir con los requisitos de las operaciones de terminación.
4) Cumplir con los requisitos de API y de las series de cabezales y carcasas de perforación convencionales nacionales, especialmente los cabezales de pozos de terminación nacionales.
5) Puede proteger eficazmente las capas de petróleo y gas, evitar que el fluido de perforación dañe las capas de petróleo y gas con diferentes gradientes de presión y reducir el tiempo de remojo del fluido de perforación en las capas de petróleo y gas.
6) Al abrir la formación inferior de alta presión, el fluido de perforación de alta densidad no provocará un diferencial de presión atascado ni fugas en la sección débil de la formación expuesta en la zapata de revestimiento.
7) La boca del pozo tiene una cierta capacidad de control de presión, que puede satisfacer las necesidades de medidas especiales de construcción, como la eliminación del pozo, la supresión de presión y el taponamiento de fugas.
(2) Datos básicos para el diseño de estructuras de pozos ultraprofundos
1) Predicción de secuencia estratigráfica, perfil litológico e indicaciones de fallas geológicas.
2) Sistema de presión de la formación.
3) Presión de aspiración y coeficiente de presión de excitación.
4) Concesión de patadas.
5) El valor permitido del diferencial de presión se atascó.
6) Factor de seguridad de la presión de ruptura de la formación.
(3) Coincidencia de tamaños de pozo y revestimiento
1) El diseño de la estructura del pozo de formaciones complejas, pozos de exploración profundos y pozos de exploración ultraprofundos debe dejar espacio para cumplir con la profundización geológica. , Requisitos de ingeniería y extracción de núcleos.
2) El tamaño del revestimiento de terminación debe cumplir con los requisitos de la producción de petróleo, las medidas de estimulación de la producción y las operaciones de fondo de pozo.
3) Se debe considerar la calidad técnica del equipo de construcción de perforación.
4) Según las prácticas de perforación nacionales y extranjeras, en términos generales, la distancia entre el casing y el tamaño del pozo es de 19 mm (3/4”), y la mínima no es inferior a 9,5 mm (3 /8”).
(4) Diseño estructural del pozo y profundidad de recorrido del revestimiento para pozos profundos y ultraprofundos
1) Profundidad del conducto: es necesario considerar tanto la profundidad de la superficie como la protección ambiental nacional. regulaciones.
2) Profundidad del revestimiento de superficie: la presión y el desgaste del revestimiento de superficie son más graves que los del revestimiento técnico y el revestimiento. Al considerar los cambios en la litología, se debe respetar el principio de poder soportar una presión de retroceso razonable. ser considerado.
3) Profundidad del revestimiento técnico: Hay muchos revestimientos técnicos y muchas capas. El principio de diseño es controlar la presión de la formación controlando la densidad del fluido de perforación sin filtrar la formación superior.
4) Tamaño de la carcasa y profundidad de la capa de petróleo: Depende de la profundidad de la perforación completa, la profundidad de la capa de petróleo, la producción de petróleo y otras medidas operativas de seguimiento.
(5) Método de diseño de la estructura del pozo para pozos profundos y ultraprofundos.
1) Método de diseño ascendente. Para el diseño de pozos de exploración profundos y ultraprofundos, existen pocos o ningún material de referencia general, y es incompleto diseñar la estructura del pozo prediciendo únicamente el perfil de presión de la formación. El método ideal es diseñar los puntos de sellado necesarios mediante cálculos inversos, determinar la capacidad máxima de soporte de presión de la posición de la zapata de revestimiento, determinar el tamaño mínimo de terminación, diseñar desde abajo hacia arriba y luego determinar el tamaño de la abertura, mientras se considera reservar uno. o dos La carcasa cambia de tamaño secuencialmente para tener en cuenta los cambios en el diseño geológico de ingeniería. Al determinar la secuencia del revestimiento, la profundidad de cada capa de revestimiento (especialmente el revestimiento técnico principal) se determina en función de la densidad máxima del fluido de perforación, el valor crítico de la presión diferencial estancada y la estabilidad de la pared del pozo. Esta profundidad es el rango de profundidad de un pozo de exploración específico, no una posición de profundidad específica, por lo que la profundidad del revestimiento se puede ajustar según los resultados del registro.
2) Método de diseño de arriba hacia abajo. El método de diseño ascendente requiere una buena comprensión de la información de los estratos inferiores, y la confiabilidad de los resultados del diseño se basa en una comprensión completa de las características litológicas y de presión de formación de los estratos inferiores. Este método de diseño, que apunta a la menor profundidad de penetración del revestimiento y al menor costo del revestimiento, es muy adecuado para el diseño de estructuras de pozos de desarrollo en áreas probadas. Cuando las condiciones geológicas del área de perforación profunda no están claras, el diseño de la estructura del pozo para perforación profunda no debe basarse en la profundidad de revestimiento más superficial y el costo de revestimiento más bajo, sino que debe apuntar a garantizar la tasa de éxito de la perforación y el revestimiento de revestimiento más bajo. costo. El objetivo principal del diseño es llegar a la capa de destino.
Para mejorar la tasa de éxito, es necesario tener suficientes reservas de capa de revestimiento para que, una vez que se encuentre una capa compleja inesperada, se pueda aislar a tiempo y se pueda continuar con la perforación. En la actualidad, la actual serie de brocas de revestimiento domésticas proporciona un número limitado de capas de revestimiento, solo de 2 a 3 capas de revestimiento técnico, y solo puede bloquear de 2 a 3 capas complejas durante la perforación. En este caso, se espera que cada capa de carcasa pueda desempeñar su papel máximo, es decir, se espera que el orificio abierto superior sea lo más largo posible y que la carcasa superior de gran tamaño se extienda lo más profundo posible, por lo que que hay un cierto nivel de perforación en los estratos inferiores. La reserva de revestimiento no se completará en pozos pequeños.
Según las condiciones de perforación y los requisitos de los pozos de exploración profundos, se puede adoptar un método de diseño de arriba hacia abajo. Con base en los perfiles característicos de la formación obtenidos, tres perfiles de presión de formación, coeficientes de diseño de estructura de pozo regional, etc. Relación condicional:
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En la fórmula: ρcmax es la densidad del fluido de perforación equivalente a la presión máxima de colapso del pozo encontrada en la sección del pozo abierto .
3) Método integral. Combine los dos métodos anteriores y compare los dos resultados del diseño para determinar el rango de profundidad razonable de cada capa de revestimiento.
3.3.2.3 Tecnología de estabilización de la pared del pozo
Desde la perspectiva de la mecánica de rocas, la principal causa del colapso de la pared del pozo es la baja presión de la columna de líquido en el pozo, lo que provoca la la tensión alrededor de la pared del pozo excede. La falla por corte ocurre debido a la resistencia de la roca misma. El daño de la roca de la pared del pozo se manifiesta por la deformación plástica y la contracción de la lutita plástica blanda. En el caso de las lutitas duras y quebradizas, generalmente se manifiesta como falla por corte, colapso y expansión. El ángulo entre la línea normal de la superficie de corte y σ1 es igual a β, la tensión normal normal es σ y la tensión de corte es τ. Según el criterio de Coulomb-Mohr, el esfuerzo cortante sobre la superficie de corte debe superar la resistencia al corte inherente c de la roca (llamada cohesión) y la resistencia de fricción interna μ σ que actúa sobre la superficie de corte, es decir:
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Donde: μ es el coeficiente de fricción interna de la roca, μ = tanψ ψ es el ángulo de fricción interna de la roca.
Los parámetros de cohesión y ángulo de fricción interna de la roca se pueden obtener mediante más de dos ensayos de resistencia a la compresión triaxiales con diferentes presiones de confinamiento. La ecuación (3-95) también se puede representar mediante líneas rectas en el diagrama de coordenadas de σ1 y σ3. Las tensiones principales σ1 y σ3 se reescriben como:
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o
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Donde σC es la resistencia a la compresión uniaxial.
Cuando hay presión de poro Pp en los poros de la roca, la tensión efectiva del criterio de Coulomb-Mohr se expresa como:
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La cohesión y el ángulo de fricción interna son los dos parámetros principales que caracterizan si la roca está dañada y también son parámetros importantes en el cálculo de la estabilidad de la pared del pozo.
La falla por corte de la roca está controlada principalmente por las tensiones principales máximas y mínimas sobre la roca. Cuanto mayor sea la diferencia entre σ3 y σ1, más fácil será que la pared del pozo colapse. Del análisis del estado tensional de la roca de la pared del pozo, se puede encontrar que la tensión principal máxima y la tensión principal mínima de la roca son la tensión circunferencial y la tensión radial respectivamente, lo que indica que la clave para la inestabilidad de la pared del pozo es la diferencia entre el valor de la tensión circunferencial σ θ y el valor de la tensión radial σr, es decir, el tamaño de σ θ-σθ-σr. Cuanto mayor sea la diferencia, más fácil será que la pared del pozo colapse. Por lo general, la tensión horizontal in situ no es uniforme, es decir, σH≠σh, por lo que la tensión circunferencial en la pared del pozo cambia con la redondez del pozo (la redondez del pozo es el ángulo entre el vector diámetro del punto en la pared del pozo y la dirección de la tensión máxima in situ). El valor de σ θ es máximo cuando el ángulo redondo del pozo es θ = 90° y θ = 270°. Por lo tanto, la diferencia de tensión entre los dos lugares alcanza el máximo (porque R es constante en todas partes de la pared del pozo, independientemente de θ), y este es el lugar donde la pared del pozo colapsa.
El análisis utiliza el criterio de resistencia de Coulomb-Molar, y la fórmula de cálculo de la densidad del fluido de perforación requerida para mantener la estabilidad de la pared del pozo es la siguiente:
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En la fórmula: h es la profundidad del pozo, m; ρm es la densidad equivalente del fluido de perforación, g/cm3; c es la cohesión de la roca, eta es la; coeficiente de corrección no lineal de la tensión; σh y σH son la presión horizontal máxima y mínima del suelo, respectivamente.