Fluidi del sottosuolo - Appunti parte 4

Soluzioni alla presa di batteria:

• Applicazione di forti tiri da parte dell'argano
• Pompare fluido unificante o soluzione acida per favorire rimozione del pammello
• Disconnettere le batterie incastrate

Per disconnettere le batterie incastrate ci sono 3 metodi:

• Svitamento con torsione inversa
• T &heavyslash;b amp; carica esplosiva
• Taglio con azione meccanica o chimica

Una volta rimossa la batteria libera, si &heavyslash;b amp; tentativo di recuperare la parte rimasta nel foro con tecniche di pescaggio. Nel caso non &heavyslash;b amp; riesca a recuperarle O si pesca (fishing) &heavyslash;b amp; si esegue un sidetrack cioè si perfora un nuovo foro di fianco a procedere &heavyslash;b amp; mondo tende rimuni alla perforazione abbandonata.

NB. PESCAGGIO: tutte le tecniche per il recupero di attrezzi del foro di attrezzature metalliche perse o incastrate.

• OVERSHOT &heavyslash;b amp; ptrtà &heavyslash;b amp; ptlt &heavyslash;b amp; per perpg &heavyslash;b amp; della tubuzione da persone &heavyslash;b amp; l'incastrando e la blocca con dei pin
• RELEASING SPEAR &heavyslash;b amp; per la presa nel diametro intero di un pesce tubolotre &heavyslash;b amp; m’utilizza solo screl il pesce &heavyslash;b amp; è &heavyslash;b amp; elettricamente lungo

Soluzioni alla presa di batteria:

• Applicazione di forzi tizi da parte dell'argano
• Pompare fluido lubrificante o soluzione acida per favorire rimozione del pammello
• Disconnettere le batterie incastrate

Per disconnettere le batterie incastrate ci sono 3 metodi:

• Scuotimento con torsione inversa e carica esplosiva
• Taglio con misure meccanica o chimica

Una volta mancando la batteria libera, si tenta di recuperare la parte mancante nel foro con tecniche di pescaggio nel caso non si riesca a recuperare. O in perfora (antitaglia) oppure si esegue un sidetrack cioè si perfora un nuovo foro di fianco al precedente avendo tendenze minime alla perforazione abbandonata.

NB: PESCAGGIO : tutte le tecniche per il recupero di intas del foro di attrezzature metodiche perse o incastrate.

• OVERSHOT: tubo per forzo delle tubazione da presa con la incanda e lo blocca con dei pun
• RELEASING SPEAR: una for presa nel chamato metodo di un pesca tubazione n utilizza solo nel il pesce e ellottandomo lungo

(disegno)

Esiste poi il JUNK BASKET che è un tipo di protezione

magnetica per materiali metallici. Può essere di

due tipi:

• magneti permanenti
• anelli elettrici (attività a fondo pozzo, non permettono la rotazione e pompaggio)

Ultimo metodo:

FRESATURA: distruzione del pesce trasformandolo

in truciolo. L'importante è che poi

il truciolo venga col, senza compromettere

del fluido di perforazione.

CONTROLO POZZO

Il controllo di un pozzo può essere suddiviso in 3 fasi principali:

1. Controllo primario
2. secondario
3. terziario

Il controllo primario si ottiene mantenendo una pressione idrostatica al fondo foro sempre sufficiente a bilanciare le pressione mancante dei fluidi di strato presenti nelle formazioni perforate. In pratica è invece opportuno operare con un gradiente di pressione del fango superiore rispetto al gradiente dei pori, manovra nota come "margine di manovra" o overbalance.

_{Gm x Hm} > _{Gp x H} ^{10         10}

Se la pressione idrostatica è minore della pressione di formazione i fluidi di stato sono in grado di entrare in pozzo causando il "KICK". Bisogna quindi chiudere il pozzo attraverso il BOP.

Lo scopo del controllo secondario è quello di porre rimedio al KICK che avviene in seguito alla perdita del controllo primario. Quando si forma un KICK è necessario:

1. Chiudere il pozzo al fine di mantenere una pressione al testa pozzo tale da ripristinare l'equilibrio tra pressione di formazione e pressione

d

idraulica del pozzo

2) Espellere il volume di fluido entrato in foro

Nel caso il controllo scordiamo non puo essere mantenuto si possono intraprendere delle misure per evitare la completa perdita.

Tali procedure di emergenza possono essere classificate come controllo terciario

di pozzo anche se da una parte evitano il BLOW OUT

dall’altra conducono ad una perdita parziale del pozzo.

DEFINIZIONE DELLE PRESSIONI

Pressione idrostatica (P):

La pressione idrostatica di un fluido ad una particolare profondità è la pressione esercitata della colonna di fluido sovrastante ed è definita:

_Pi = _Gm x _Hm / 10

_Gm = gradiente fluido in pozzo

_Hm = altezza colonna fluido

es: _Hm = 3000 m

_Gm = 1,4 kg/dm³

_Pi = (1,4 x 3000) / 10 = 420

Profonfità (m)

420

Pr ione

(kg/m²)

Pressione statica (Ps)

All'interno di un pozzo, la pressione statica in un fluido è la pressione totale in assenza di moto.

Essa può essere sommata come la somma tra pressione di chiusura (SHUT-IN) in presenza di un kick e la pressione idrostatica del fluido ad una determinata profondità H.

Ps = SHUT-IN + Phm

profondità pressione

Pressione dinamica (Pd)

La pressione dinamica in pozzo è pari alla somma delle perdite di carico all'interno del circuito di annularazione quando il fluido è in movimento.

AD pressione alla testa di iniezione

DC' perdite all'interno della batteria

C'B' " nello scalpello

AB' " nell'intercapedine

Pressione totale (Pt)

La pressione totale in un punto è definita come la somma della pressione statica e dinamica

Pt = Ps + Pd = SHUTIN + Pane + Pd

Pozzo chiuso

Pozzo aperto

Pressione dei pori (Pp)

La pressione dei pori (fluido d'impatto) è la pressione dei fluidi contenuti nella formazione perforata. Questa pressione è detta normale se coincide con la pressione esercitata da una colonna di acqua dolce di peso specifico ₄ 1,03 Kg/dm³. Essa è considerata anormale se è maggiore della pressione normale.

Pp = Gp * H / 10

Pressione di Overburden (Pov)

Essa è la pressione esercitata dal peso dei sedimenti sovrastanti completamente saturi di fluidi.Nel calcolo si considera la pressione derivante dalla densità della matrice rocciosa sommata alla pressione esercitata dalla densità dei fluidi saturanti.

Pov = [Dnmt (1 - Φ) + D Φ] * H / 10

• Dnmt = peso specifico roccia
• Φ = porosità
• D = peso specifico fluido

es.Φ = 20%D = 1,03 kg/dm³Dnmt = 2,5 kg/dm³Pov = [2,5 (1 - 0,2) + 1,03 . 0,2] H / 10

Pressione di fratturazione (Ppf)

È la pressione in corrispondenza della quale si producono fratture nella formazione e che rappresenta esercitata rischio di fuga del fluido di circolazione.In campo elastico la Ppf è munma

Ppf = Pp + (2 v / 1 - v) (Pov - Pp)

• v = modulo di Poisson
• 0,25 rocce pelitiche
• 0,28 argillose

se vengono in formazione identiche con alta permeabilità

Pfp = Pp + 2γ (Pov - Pp)

In campo perfettamente plastico

Pfp = Pov

LEAK-OFF TEST (LOT) E PRESSIONE DI LEAK-OFF (Plo)

Il leak-off test permette di ottenere in modo indiretto il gradiente di fratturazione. L'esecuzione di questa misura è condizionata mecchanicamente nei seguenti casi:

• a) durante la perforazione pozzi esplorativi
• b) prima di attraversare zone di sovrappressione
• c) perforare una zona profonda
• d) aumentare il peso specifico del fango

Normalmente è richiesta praticamente sempre per motivi da sicurezza! Viene eseguita dopo il tuboaggio di una colonna di isolamento (casing) e dopo avere perforato un breve tratto a foro scoperto.

Esecuzione:

1. Si immette lo scalpellio nella morsa
2. La circolazione è arrestata e si chiudono i BOP
3. Si pompano volumi noti di fango ad intervalli regolari
4. I valori di pressione sono grafici

I valori suggerano una linea retta, il pompaggio è sospeso nel momento in cui la determinazione della pressione non rispecchia più l'andamento lineare. Il punto di pressione che segna lo scarto dalla linearità è detto LEAK-OFF (Plo)

Pb: minimo persiste invariabile

Pfp = Pb + _{Gm Hm}/¹⁰

da cui si ricava il GRADIENTE DI FRATTURAZIONE

Gfp = _{Pfp . 10}/^Hm

che coincide con il minimo peso specifico del fango (MEHW).

MAASP: massimo valore di pressione ammissibile prima della fratturazione

andamento pressione di fratturazione

NB: Spesso viene applicato un fattore di sicurezza e quindi un fattore riduttivo del MAASP del 5%

PRINCIPI GENERALI

Principio del tubo ad U

Le aste contengono fango con densità Gm omissis, due esercita al fondo una pressione Pm. Nell'anulus è avvenuto un KIK e quindi il fluido di strato è entrato in pozzo ed ha gradiente Gi. Dopo la procedura di chiusura del BOP, si registrano pressioni diverse se misurate all'interno dell'anulus o nelle aste.

Nelle aste la pressione sarà per una differenza tra la pressione di strato (Pp) e la pressione esercitata dalla colonna di fango (Pm).

SIDPP = Pp - Pm

Nell'anulus ni leggerò ... ma permeare della colonna di fango ... tener conto del peso specifico e volume del fluido entrato in pozzo

NB: È possibile ricavare ... e determinare il tipo di fluido entrato in pozzo!!

fonte Pp = SIDPP + Pm = SIDPP + (Gm·H)/10

omulus Pp = SICP + Pm +Pi = SICP + (Gm·H')/10 + (Gi·Hi)/10

Nota Hi determinata dalla stima dell’aumento di volume di fango nelle vasche e del volume dell’omulus è possibile ricavare l’altezza H’.

H' = H - Hi

SIDPP + (Gm·H)/10 = SICP + (Gm·H')/10 + (Gi·Hi)/10

SIDPP - SICP = -(Gm·H)/10 + (Gm·H')/10 + (Gi·Hi)/10

Gi = Gmm - 10 (SIDPP - SICP)/Hi

Se tale volume è

• Gi < 0,4 Kg/dm³ = GAS
• Gi tra 0,4 e 0,8 Kg/dm³ = OLIO
• Gi > 0,8 Kg/dm³ = ACQUA

Espansione dei gas

L'espansione di un gas reale, che non riscalda, è descritta da PV = m z RT

• P = pressione
• V = volume
• m = m^o moli
• z = fattore comprimibili (variabile con T e P ed è tabulato)
• R = coeff gas
• T = temperatura

A fini del controllo delle entrate si può continuare volendo la legge dei gas perfetti PV = const (comporta fra:

1. richiesta del gas con espansione incontrollata
2. " " "" senza espansione

a) ESPANSIONE INCONTROLLATA

Nel caso a fondo pozzo entra un cuscino di gas di volume (Vi) ad una certa pressione (Pi), nel caso i BOP sono questi esso risale espandendo liberamente aumentando il proprio volume.

Infatti a fondo pozzo per esempio:

Pfp = 400 kg/cm² Vi = 10 dm³ -> PV = cont = 400

Patm = 1 kg/cm³, V atm = 4000 cm³ PV = cont = 400

e abbiamo espandere da 10 dm³ a 4000 cm³

IMP. In questo volume passa al fondo, diminuendo la pressione idrostatica e facendo quindi mancare l'entrata a fondo foro di altro gas.

lorsione espandere i gas. Ogni circolore forzo.Nieta rugue cosa sta accadendo in posto,supieca ialune no ruotamente crescente dall'anulocon conseguente escrezione segve piu difficile decontrollare.

b) RISALITA GAS SENZA ESPANSIONE

Si impegra di avere nell'anulus un cuneno digas. Con i BOP chiusi il gas risale senza espandersgnote e peso specipico aveiute ma montantdo consua pressione. In questo caso la pressione difondo aumenta in modo compponente.

L'aumento della pressione crea rature nelleaporecchiature , squanacamento delle colonne ,rotruna delle formazioni , numeri di kick oenazioni rotrunone ricomntrolledo.

Perdite di carico nel circuito oleodinamico

Esse dipendono da:

• caratteristiche geometriche del circuito
• regime di moto
• portata
• caratteristiche fisiche e reologiche del fluido

Se due fluidi sono pompati in circuito con la stessa portata allora le perdite di carico sono:

P₂ = P₁ (^Gm2/_Gm1)

P₁ e P₂: perdite caricoGm1 e Gm2: densità

Se la portata è la stessa allora

P₂ = P₁ (^G2/_G1)^1,86

Le operazioni di controllo del pozzo sono eseguite con portata di circolazione ridotta rispetto a quella usata nelle operazioni di perforazione.

CAUSE DI UN KICK

La causa principale di un kick è data dalla mancanza del controllo idraulico ovvero la pressione dei pali infisso è maggiore rispetto alla pressione idraulica applicata nel fluido di perforazione. Questo può verificarsi in seguito a diversi eventi:

1. peso del fango non sufficiente
2. presenza di formazioni in sovrapressione
3. fenomeni di autosvutaggio durante la manovra della colonna
4. momento di impianto pozzo durante manovra di estrazione
5. perdite di circolazione

f) fenomeni anomali di drilling gas

NB: il 50% dei BLOW-OUT è dato da c e d

a) PESO FANGO INSUFFICIENTE

Si attraversa una zona in sovrapressione

Si perfora in underbalance per avere la velocità di avanzamento della spiccella

b) FORMAZIONI IN SOVRAPPRESSIONE

Sarà necessario un fango a maggiore densità per contrastare il fluido in sovrappressione nello strato permeabile

c) PISTONAGGIO

Durante la fase di sollevamento della batteria del fango inevitabilmente in essa una depressione dovuta all'effetto pistone dello scaffello. L'azione di pistonaggio è generalmente più pericolosa nei fori di grande sezione che racchiudono maggiori volumi di fluido.

Per evitarlo è consigliabile attenersi alle seguenti regole:

• eseguire una circolazione completa prima di procedere alla manovra di estrazione
• condizionare il fango e le sue proprietà reologiche
• limitare la velocità di estrazione della batteria

d) MANCATO RIEMPIMENTO DEL POZZO IN MANOVRA DI ESTRAZIONE

Bisogna riempire il pozzo col fango da sopra della batteria.

Se il livello di fango cede la pressione idraulica.

e) PERDITA DI CIRCOLAZIONE

Le formazioni che possono causare perdita di circolazione o movimenti anomali sono notevolmente i colcuni, a liveli in sottopressione, le formazioni con fratture o per perdite di canore nell'integume.

Se il livello del fango ceda di poche decine di metri porta aggiungere dell'acqua per ripristinare velocemente al bohato scharlato.

f) VOLUMI ANOMALI DI DRILLING GAS

Se no stato presenza del gas intrappolati, quando avviene la perforazione esso entra nel fango, dipendente. Quando esso vuole la sua pressione (gas) diminuisce e quota di espandere consumito ma notevole portata di pressione idraulica. E necessario in ogni forma che separa il gas dal fango.

NB: la perdita di pressione a fondo foro è piccola ma puó aumentare considerevolmente se aumenta la velocitá di avanzamento delle neglie.

INDICATORI DI UN KICK

Aumento della velocità di avanzamento

Un aumento della velocità di avanzamento può indicare un cambio formazionale, oppure la riduzione della pompa permeabilità differenziale.Quando si entra in una formazione che ha permea-maggiore di quella prevista, la velocità di avanza-mento aumenta. L'ingresso di fluido in pozzoè legato ad un valore di ΔP negativo e allepermeabilità della perforazione

• V₀: velocità avanzamento
• ΔP: differenza pressione

Variazione del volume del fango

Una variazione del volume del fango in circolazione èun primo segnale di pumare anomalia in pozzo, edè accompagnata dall'aumento del livello del fango nellavasche.a) aumento del return-flow aumento di volume equivalentedella portata di fango in entrata, per mezzo di unnumero posto nella canuleti di sanco.b) aumento del livello della vasca del fango.c'è da continuino che aumento in borma chepiccole pacche di fanga nel controlio di routine

di conseguenza non ci si accorge dell'aumento del volume perché in penna ma è tutto regolato. È comunque

fare dei controlli ad intervalli regolari per valutare

esattamente ciò che sta accadendo in pozzo.

Variazione della pressione della pompa

la variazione della pressione di mandata può essere

causata da una variazione delle proprietà reologiche

del fango. Questo incremento può causare una

ed è dato da eventuali variazioni chimiche (tipo pezzet

zione delle argille) nel fango.

oppure se il fluido hai Gi = Gm allora la

pressione caratteristica diminuisce riscordando ma il

Aumento del drilling gas

Il gas entra in circolazione e fa diminuire il peso

specifico del fango (Gm); però è raro che possa

farlo diminuire sotto il livello di sicurezza.

Variazione concentrazione da domani nel fango

Normalmente l'acqua di stato ha una concentrazione

di domani maggiore rispetto al fango di perforazionate

quando l'ingresso in pozzo di un fluido da stoi

è segnalato da un aumento di domani nel fango

CONTROLLO SECONDARIO

Il controllo secondario è l'insieme di eseguite dopo un KICK per evitare che questo si trasformi ma in BLOW OUT e per riportare il pozzo in sicurezza. Le fasi principali sono la chiusura del pozzo e la circolazione a giorno del KICK.

1. Chiusura dei BOP e valvole CHOKE
2. Pompate fango a densità maggiore attraverso le valvole CHOKE per sostituire il fango / liquido del pozzo

Ci possono essere due rischi.a) Se non si chiude correttamente, c'è il rischio di fratturare la formazione e danneggiare l'attrezzatura(COLPO D'ARIETE)

Procedura di chiusura di un pozzo

Nella pratica di continue si possono realizzare diverse situazioni imprevistiche ed operative, ognuna di queste situazioni è caratterizzata da procedure operative diverse.

Esempio: chiusura pozzo durante perforazione con testa di superficie

• Interruzione della perforazione e sollevamento dell'asta montata

• Arresto della pompa e se necessario su pompa alle valvole controllo statico

Il pozzo non ricorda 1 2

1. Valutare se circolare il fango per valutare le proprietà del fluido di perforazione e per riprendere la perforazione con i parametri e modalità richieste dalla circostanza.