Осложнения и аварии при строительстве нефтяных и газовых скважин
..pdfкуляции до Pс2, когда раствор глушения достигает долота (регулировкой штуцера давление Pс2 поддерживают постоянным, пока раствор глушения не заполнит затрубное пространство и не выйдет на устье). Метод рассмотрим на примере.
Пример № 11
После обнаружения флюидопроявления в 215,9 мм скважине глубиной 3048 м и закрытия ее были зарегистрированы следующие значения давления: в бурильных трубах PБТ= 1,38 МПа; в кольцевом пространстве Pкп= 2,76 МПа. В скважину на глубину 2621 м спущена обсадная колонна диаметром 244,5 мм (из труб из стали группы прочности N-80 весом 648 Н/м) и внутренним диаметром 222,4 мм. Прочность обсадной колонны на разрыв от внутреннего давления для труб из стали группы прочности N-80 составляет 40,86 МПа. Бурильная колонна включает: УБТ наружным и внутренним диаметрами 127
и108,6 мм, весом 290 Н/м. Давление циркуляции 13,78 МПа при чис-
ле ходов nх = 60 ходов/мин и 3,44 МПа при nх = 30 ходов/мин; плотность бурового раствора ρбр= 1200 кг/м3. При каждом ходе поршня подачанасоса составляетQnx=1 = 0,0159 м3.
Определить следующие параметры: объемы бурильных труб
иУБТ, кольцевого пространства; максимально допустимое давление в обсадной колонне; пластовое давление; плотность раствора глушения; давление на стояке в начале циркуляции утяжеленного раствора; конечное давление циркуляции на стояке; время, требуемое для замены содержимого бурильных труб на раствор глушения (время одного цикла); время, необходимое для замены содержимого скважины на раствор глушения; общее число необходимых ходов поршня при условии, что подача насоса составляет 15,9 л на ход поршня.
Решение:
Длина бурильных труб: 3048 – 152 = 2896 м.
371
Объем бурильных труб |
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
|
V |
|
d 2 |
|
|
|
3,14 0,10862 |
2896 26,81 м3. |
|
|
|||||
|
|
БТ l |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
БТ |
|
4 |
БТ |
|
|
4 |
|
|
|
|
|
|||
Объем УБТ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
V |
|
d |
2 |
l |
|
|
|
3,14 0,0762 |
|
|
|
||||
|
УБТ |
УБТ |
|
|
|
152,4 0,69 м3. |
|
|
||||||||
|
|
УБТ |
|
4 |
|
|
|
4 |
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
Общий объем бурильной колонны |
|
|
|
|
||||||||||||
|
|
|
V V |
V |
|
26,81 0,69 27,5 м3. |
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
БТ |
|
|
УБТ |
|
|
|
|
|
|
|
|
Общий объем кольцевого пространства |
|
|
|
|||||||||||||
V |
|
3,14(0,22242 0,1272 ) |
|
3,14(0,21592 |
0,1272 ) |
274 |
|
|||||||||
(кп) |
|
|
|
|
4 |
|
|
|
|
|
|
|
4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
3,14(0,21592 |
0,2032 )152 76,26 м3. |
|
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4 |
|
|
|
|
|
|
|
Для дополнительной безопасности максимальное давление в обсадной колонне при закрытом устье не должно превышать 85%- ного давления разрыва труб от внутреннего давления, т.е. максимальное допустимое давление в обсадной колонне (МПа)
[Pо.к ] 0,85 40,86 34,73.
Поскольку Pкп << [Pо.к] (2,76 << 34,73), скважина может быть закрыта без разрыва обсадной колонны (расчет выполнен без учет наружного давления на обсадную колонну).
Пластовое давление (МПа) определяется из выражения
Pпл = PБТ +Pг = 1,38 · 106 + 9,81 · 1200 · 3048 = 37,26.
Плотность бурового раствора, необходимая для уравновешивания пластового давления (плотность раствора глушения), (кг/м3)
бр(гл) Pпл 37,26 106 1250. gH 9,81 3048
С учетом некоторого запаса плотности, который в зарубежной практике рекомендуется принимать примерно 50 кг/м3,
ρбр(гл) = 1250 + 50 = 1300 кг/м3.
372
Давление на стояке в начале циркуляции (МПа)
PБТ Pc1 1,38 3,44 4,82.
Начальное давление циркуляции (МПа) при ρбр = 1300 кг/м3
Pc1 бр(гл) |
3,44 |
1300 |
|
3,73. |
||
|
|
|
|
|||
бр |
1200 |
|||||
|
|
|
|
Время заполнения бурильных труб (мин) утяжеленным буровым раствором
t |
V (бк) |
|
27,55 |
57,7. |
|
|
|||
1 |
nx Qnx 1 |
|
30 0,0159 |
|
|
|
|
Общее время, необходимое для замены бурового раствора в скважине (мин),
t |
|
|
V |
|
V (БК) V (кп) |
|
27,5 76,26 |
217,5 |
218 . |
|||
Σ |
с |
|
|
|
|
|||||||
Q |
30 |
|
0,0159 |
|||||||||
|
|
Q |
|
|
|
|
Вывод. Через 218 мин раствор глушения должен полностью заполнить скважину, а значения PБТ и Pнп будут равны 0, когда насосы отключены.
Общее число ходов поршня, необходимых для полной замены содержимого скважины на раствор глушения,
nx V (БК) V (кп) 27,55 76,26 6526. 0,0159
373
6.НЕКОТОРЫЕ СПРАВОЧНЫЕ МАТЕРИАЛЫ
ИДАННЫЕ ДЛЯ ПРАКТИЧЕСКИХ РАСЧЕТОВ
Втабл. 27 приеден расчетный объем металла 1000 м бурильных труб.
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 27 |
|
Расчетный объем металла 1000 м бурильных труб |
|||||||
|
|
|
|
Диаметр |
|
|
||
Диаметр |
Толщина |
Объем, м3 |
|
Толщина |
Объем, м3 |
|||
труб, мм |
стенки, |
|
|
|
труб, мм |
стенки, |
|
|
|
|
мм |
|
|
|
|
мм |
|
Трубы бурильные стальные ТБВ, |
|
Трубы бурильные стальные с прива- |
||||||
|
ТБН, ТБВК, ТНБК |
|
|
ренными замками ТБПВТ |
||||
101,6 |
|
7,0 |
|
2,39 |
|
114,3 |
7,0 |
2,8 |
|
|
8,0 |
|
2,66 |
|
|
8,0 |
3,1 |
|
|
9,0 |
|
2,92 |
|
|
9,0 |
3,4 |
|
|
10,0 |
|
3,19 |
|
|
10,0 |
3,7 |
114,3 |
|
7,0 |
|
2,66 |
|
127,0 |
7,0 |
3,2 |
|
|
8,0 |
|
3,19 |
|
|
8,0 |
3,5 |
|
|
9,0 |
|
3,45 |
|
|
9,0 |
3,8 |
|
|
10,0 |
|
3,73 |
|
|
10,0 |
4,2 |
|
|
11,0 |
|
3,99 |
|
Алюминиевые |
бурильные трубы |
|
127,0 |
|
7,0 |
|
3,10 |
|
|
с замками |
|
|
|
8,0 |
|
3,46 |
|
114,0 |
10,0 |
3,6 |
|
|
9,0 |
|
3,99 |
|
129,0 |
|
|
|
|
|
|
9,0 |
3,8 |
|||
|
|
10,0 |
|
4,26 |
|
|
11,0 |
4,5 |
139,7 |
|
8,0 |
|
3,99 |
|
147,0 |
|
|
|
|
|
9,0 |
4,5 |
||||
|
|
9,0 |
|
4,26 |
|
|
11,0 |
5,2 |
|
|
10,0 |
|
4,78 |
|
|
13,0 |
6,0 |
|
|
11,0 |
|
5,05 |
|
|
15,0 |
6,7 |
|
|
12,0 |
|
5,63 |
|
|
17,0 |
7,3 |
|
|
13,5 |
|
6,13 |
|
|
|
|
374
В табл. 28 приведен расчетный объем металла 100 м УБТ. Таблица 28
Расчетный объем металла 100 м УБТ
|
Внутренний |
Объем, м3 |
|
Внутренний |
Объем, м3 |
|
Шифр УБТ |
диаметр |
Шифр УБТ |
диаметр |
|||
|
УБТ, мм |
|
|
УБТ, мм |
|
|
УБТ-146 |
74 |
1,24 |
УБТС1-178 |
80 |
1,99 |
|
УБТ-178 |
90 |
1,85 |
УБТС2-178 |
|||
|
|
|||||
УБТ-203 |
100 |
2,46 |
УБТС1-203 |
80 |
2,73 |
|
УБТ-219 |
112 |
2,87 |
УБТС2-203 |
|||
|
|
|||||
УБТ-245 |
135 |
3,41 |
УБТС1-229 |
90 |
3,48 |
|
УБТС1-120 |
64 |
0,81 |
УБТС2-229 |
|||
|
|
|||||
УБТС2-133 |
64 |
1,07 |
УБТС1-254 |
100 |
4,28 |
|
УБТС1-146 |
68 |
1,31 |
УБТС1-273 |
100 |
5,07 |
|
УБТС2-146 |
УБТС1-299 |
100 |
6,24 |
|||
|
|
В табл. 29 приведены предельные растягивающие нагрузки для стальных бурильных труб.
Таблица 29 Предельные (соответствующие пределу текучести)
растягивающие нагрузки для стальных бурильных труб
(ГОСТ Р 50278–92)
Наружный |
Толщина стенки, |
Растягивающая нагрузка, кН |
|||||
|
(при Мк = 0) |
|
|||||
диаметр трубы, мм |
мм |
|
|
||||
Д |
Е |
Л |
М |
Р |
|||
|
|
||||||
114,3 |
8,6 |
1082 |
1476 |
1870 |
2070 |
2656 |
|
|
10,9 |
1342 |
1830 |
2320 |
2564 |
3293 |
|
127,0 |
9,2 |
1290 |
1760 |
2230 |
2465 |
3166 |
|
|
12,7 |
1728 |
2358 |
2907 |
3300 |
4240 |
|
139,7 |
9,2 |
1430 |
1950 |
2470 |
2730 |
3508 |
|
|
10,5 |
1615 |
2203 |
2792 |
3086 |
3964 |
375
В табл. 30 приведены предельные крутящие моменты для стальных бурильных труб.
Таблица 30 Предельные (соответствующие пределу текучести) крутящие моменты для стальных бурильных труб
(ГОСТ Р 50278–92)
Наружный |
Толщина стен- |
|
Растягивающая нагрузка, кН |
|||||
диаметр |
ки, мм |
|
|
|
(при Qр = 0) |
|
||
трубы, мм |
Д |
|
Е |
|
Л |
М |
Р |
|
|
|
|
||||||
114,3 |
8,6 |
30 724 |
|
41 940 |
|
53 100 |
58 690 |
75 390 |
|
10,9 |
36 616 |
|
49 950 |
|
63 280 |
69 950 |
89 850 |
127,0 |
9,2 |
40 926 |
|
55 830 |
|
70 730 |
78 180 |
100 420 |
|
12,7 |
51 930 |
|
70 835 |
|
89 744 |
99 200 |
127 420 |
139,7 |
9,2 |
50 525 |
|
68 920 |
|
87 320 |
96 520 |
123 980 |
|
10,5 |
56 050 |
|
76 460 |
|
96 870 |
107 070 |
137 540 |
В табл. 31 приведены предельные осевые растягивающие нагрузки в клиновом захвате.
Таблица 31 Предельные(соответствующие пределу текучести)
осевыерастягивающиенагрузки(кН) в клиновомзахвате набурильные трубы по ГОСТ Р 50278–92 или стандарту АНИ для клинадлиной 400 мм при коэффициентеохвата С= 1
Наружный |
Толщина стен- |
Группа прочности/ марка стали |
|||||
диаметр |
ки, мм |
Д |
Е/ |
Л/ |
М/ |
Р/ |
|
трубы, мм |
Е-75 |
Х-95 |
G-105 |
S-135 |
|||
|
|
||||||
114,3 |
8,56 |
926 |
1260 |
1598 |
1765 |
2270 |
|
10,92 |
1160 |
1577 |
1999 |
2208 |
2840 |
||
|
|||||||
127,0 |
9,19 |
1091 |
1484 |
1881 |
2078 |
2672 |
|
12,70 |
1469 |
1998 |
2533 |
2798 |
3599 |
||
|
|||||||
139,7 |
9,17 |
1186 |
1613 |
2045 |
2259 |
2905 |
|
10,54 |
1351 |
1830 |
2330 |
2574 |
3310 |
||
|
|||||||
152,4 |
8,23 |
– |
1571 |
1992 |
2200 |
2829 |
|
9,65 |
– |
1828 |
2316 |
2559 |
3291 |
||
|
|||||||
168,3 |
8,38 |
– |
1740 |
2205 |
2436 |
3133 |
376
В табл. 32 приведены значения предельного внутреннего давления для стальных бурильных труб.
Таблица 32 Предельное внутреннее давление для стальных бурильных труб
(ГОСТ Р 50278–92)
Наружный |
Толщина |
|
Растягивающая нагрузка, кН |
||||
диаметр |
|
|
|
|
|
|
|
стенки, мм |
Д |
|
Е |
Л |
М |
Р |
|
трубы, мм |
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
114,3 |
8,6 |
42,48 |
|
55,92 |
88,33 |
95,35 |
122,6 |
|
10,9 |
58,00 |
|
77,70 |
109,4 |
120,9 |
155,4 |
127,0 |
9,2 |
40,32 |
|
52,78 |
83,09 |
91,82 |
118,00 |
|
12,7 |
61,41 |
|
82,00 |
114,70 |
126,7 |
162,9 |
139,7 |
9,2 |
34,92 |
|
45,32 |
75,54 |
83,48 |
107,3 |
|
10,5 |
42,48 |
|
55,92 |
86,23 |
95,26 |
122,4 |
В табл. 33 приведены значения предельного наружного давления для стальных бурильных труб.
Таблица 33 Предельное наружное давление для стальных бурильных труб
(ГОСТ Р 50278–92)
Наружный диа- |
Толщина |
|
Растягивающая нагрузка, кН |
||||
метр |
стенки, мм |
Д |
|
Е |
Л |
М |
Р |
трубы, мм |
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
114,3 |
8,6 |
42,48 |
|
55,92 |
68,08 |
73,58 |
87,9 |
|
10,9 |
58,00 |
|
77,70 |
96,73 |
105,9 |
131,70 |
127,0 |
9,2 |
40,32 |
|
52,78 |
63,96 |
68,96 |
81,52 |
|
12,7 |
61,41 |
|
82,00 |
103,1 |
113,00 |
141,40 |
139,7 |
9,2 |
34,92 |
|
45,32 |
53,96 |
57,68 |
66,71 |
|
10,5 |
42,48 |
|
55,92 |
68,00 |
73,48 |
87,70 |
377
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1.Курочкин Б.М. Техника и технология ликвидации осложнений при бурении и капитальном ремонте скважин / ОАО «ВНИИО-
ЭНГ» – М., 2007. – Ч. 1. – 598 с.
2.КашниковЮ.Л., Ашихмин С.Г. Механика горных пород при разработкеместорожденийуглеводородного сырья. – М.: Недра, 2007.
3.Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин: учеб. пособие для вузов / ООО «Недра-Бизнесцентр». – М., 2000. – 677 с.
4.Ганджумян Р.А., Калинин А.Г., Никитин Б.А. Инженерные расчеты при бурении глубоких скважин: справ. пособие / под ред. А.Г. Калинина. – М.: Недра, 2000. – 489 с.
5.Ашрафьян М.О. Технология разобщения пластов в осложненных условиях. – М.: Недра, 1989. – 228 с.
6.Пустовойтенко И.П., Сельващук А.П. Справочник мастера по сложным буровым работам. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Не-
дра, 1983. – 248 с.
7.Долгих Л.Н. Крепление, испытание и освоение нефтяных и газовых скважин: учеб. пособие [Электронный ресурс]. – Пермь: Изд-во Перм. гос. техн. ун-та, 2009. – 1 электрон. опт. диск.
8.Пустовойтенко И.П., Сельващук А.П. Краткий справочник мастера по сложным буровым работам. – М.: Недра, 1971. – 232 с.
9.Ясов В.Г., Иыслюк М.А. Осложнения в бурении: справ. по-
собие. – М.: Недра, 1991. – 334 с.
10.Справочник инженера по бурению: в 2 т. / под ред. В.И. Мищевича, Н.А. Сидорова. – М.: Недра, 1973. – Т. 2. – 376 с.
11.Городнов В.Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Недра, 1984. – 229 с.
12.Булатов А.И., Долгов С.В. Спутник буровика: справ. пособие: в 2 кн. / ООО «Недра-Бизнесцентр». – М., 2006. – Кн. 1. – 379 с.
13.Булатов А.И., Долгов С.В. Спутник буровика: справ. пособие: в 2 кн. / ООО «Недра-Бизнесцентр». – М., 2006. – Кн. 2. – 534 с.
378
14.Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Бурение нефтяных и газовых скважин: учеб. пособие для вузов / ООО «Не- дра-Бизнесцентр». – М., 2002. – 632 с.
15.Кудряшов Б.Б., Яковлев А.М. Бурение скважин в осложненных условиях: учеб. пособие для вузов. – М.: Недра, 1987. – 269 с.
16.Литвиненко В.С., Калинин А.Г. Основы бурения нефтяных и газовых скважин: учеб. пособие. – М.: ЦентрЛитНефтеГаз, 2009. – 544 с. – (Сер. Золотой фонд Российской нефтегазовой литературы.)
17.РД 39-013–90. Инструкция по эксплуатации бурильных труб. – Куйбышев, 1990.
18.Осипо П.Ф. Расчет бурильных колонн: учеб. пособие. – Пермь: Изд-во Перм. гос. техн. ун-та, 2008. – 93 с.
19.Элияшевский И.В., Сторонский М.Н., Орсуляк Я.М. Типовые задачи и расчеты в бурении: учеб. пособие для техникумов. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Недра, 1982. – 296 с.
20.Бабаян Э.В. Технология управления скважиной при газонефтеводопроявлениях. – Краснодар: Совет. Кубань, 2006. – 154 с.
21.Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин. – М.:
Недра, 1978. – 465 с.
22.Абатуров В.Г. Бурение в сложных геологических условиях: курс лекций / Ин-т нефти и газа ТюмГНГУ. – Тюмень, 2003.
23.Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности – СПб.: БиС, 2003.
24.Крылов В.И. Изоляция поглощающих пластов в глубоких скважинах. – М.: Недра, 1998. – 304 с.
25.Подгорнов М.И., Пустовойтенко И.П. Ловильный инструмент: учеб. пособие для рабочих. – М.: Недра, 1984. – 148 с.
26.Шевцов В.Д. Предупреждение газопроявлений и выбросов при бурении глубоких скважин. – М.: Недра, 1988. – 200 с.
27.Кемп Г. Ловильные работы в нефтяных скважинах. Техника
итехнологи / пер. с англ. Г.П. Шульженко. – М.: Недра, 1990. – 96 с.
28.Логанов Ю.Д., Соболевский В.В., Симонов В.М. Открытые фонтаны и борьба с ними: справ. – М.: Недра, 1991. – 189 с.
379
29.Блохин О.А., Иогансен К.В., Рымчук Д.В. Предупреждение возникновения и безопасная ликвидация открытых газовых фонта-
нов. – М.: Недра, 1991.
30.Иванов В.М. Предупреждение аварий при бурении глубоких скважин на нефть и газ: учеб. пособие / Учеб.-метод. кабинет МПР РФ. – 2 изд. – М., 1998.
380