Применение винтовых забойных двигателей для бурения наклонно-направленных скважин в СФ ЗАО "Сибирская сервисная компания"

буровой раствор Точка 1

Точка 2

цементный раствор

Точка 3

пластовый флюид

Точка 4

Точка 5

Зона действия пласта

Точка 6

Рис 4. Состояние скважины на конец эксплуатации.

Точка 1. (устье)

Р_н = 0 ; Р в = 0 ; Р ни = 0.

Точка 2. (уровень цементного камня, h = 420м)

Р_н = _бр gh₁ =4,52 МПа; Р_в = 0; Р_ни = Р_н = 4,52 МПа.

Точка 3. (уровень жидкости в конце эксплуатации, h = 2100 м).

Р_н =_црg(h-h₁)(1-к)+ _бр gh₁=18309,81680(1-0,25) 10^-6+4,52 =27,11 МПа.

где к - коэффициент снижения давления после затвердевания цемента.

Р_в =0; Р_ни. = Р_н=27,11 МПа.

Точка 4 (h=2600м, начало зоны действия водонефтяного пласта)

Р_н=_црg(h-h₁)(1-к)+_брgh₁=18309,82180(1-0,25)10^-6+4,52 =33,8 МПа.(2.72)

Р_в =_ж g( h - h_Ж) = 9509,8(2600-2100) 10^-6 =4,65 МПа,

где _ж - плотность жидкости в конце эксплуатации

Р_ни. =33,8-4,65=29,15 МПа.

Точка 5 (h=2650м, конец зоны действия водонефтяного пласта)

Р_н =_црg(h-h₁)(1-к)+ _бр gh₁=18309,82230(1-0,25) 10^-6+4,52 =34,5 МПа.

Р_в =_ж g( h - h_Ж) = 9509,8(2650-2100) 10^-6 =5,12 МПа,

Р_ни. =34,5-5,12=29,38 МПа.

Точка 6 (забой)

Р_н=_црg(Н-h₁)(1-к)+_бр gh₁=18309,8224510^-60,75+4,52 = 34,7 МПа.

Р_в =_ж g( Н - h_Ж) = 9509,8(2665-2100) 10^-6 =5,26 МПа,

Р_НИ = 34,7 - 5,26 = 29,44 МПа.

Полученные значения давлений сведены в таблицу 2.13.

Таблица 2.13.Сводные данные по расчету наружных избыточных давлений

№	№ точки	Давления, МПа.
		Рн	Рв	Рни
1	1	0	0	0
	2	4,52	4,11	0,41
	3	34,6	20,58	14,02
	4	44,78	26,1	18,68
2	1	0	0	0
	2	4,52	0	4,52
	3	27,11	0	27,11
	4	33,8	4,65	29,15
	5	34,5	5,12	29,38
	6	34,7	5,26	29,44

Из вышеприведенных расчетов видно, что максимальные наружные избыточные давления возникают в конце эксплуатации в результате снижения уровня жидкости в скважине.

Расчет внутренних избыточных давлений.

Наибольшее значение внутренних избыточных давлений возникает в конце продавки тампонажной смеси в момент посадки разделительной пробки на стоп кольцо и во время опрессовки скважины.

1 Конец продавки тампонажной смеси в момент посадки разделительной пробки на стоп кольцо.

Точка 1 (устье).

Р_в=Р_цг=Р_гс+Р_гд +Р_ст (2.73)

где Р_цг - давление на цементировочной головке.

Р_гс - разность гидростатических давлений, МПа;

Р_гд - гидродинамическое давление, МПа;

Р_ст - дополнительное давление, возникаемое при получении сигнала “стоп”, МПа.

Величена разности гидростатических давлений определяется по формуле :

Р_гс = (H-h₁)g_цр+h₁g_бр-Hg_тв=(22459,81830+4209,81080-26659,81000)10^-6 = 18,68МПа.

Гидродинамическое давление ориентировочно может быть найдено по эмпирической формуле :

Р_гд= 0,002L+1,6 ;(2.74)

где L- глубина скважины по стволу, м,

Р_ГД = 0,0022774+1,6 = 5,7 МПа.

Давление сигнала “стоп” принимаем 2,5-3 МПа.

Тогда Р_цг = 18,68+5,7+3 =27,38 МПа.

Р_н=0; Р_ви=27,38 МПа.

Точка 2. (h₁=420)

Р_н=_брgh₁=10809,842010^-6=4,52 МПа;

Р_в=_твgh₁+ Р_цг=10009,842010^-6+27,38=31,5 МПа;

Р_ви= Р_в- Р_н=31,5-4,52=26,98 МПа.

Точка 3. (забой).

Р_н=_брgh₁+(H-h₁)g_цр =(10809,8420+22459,81830)10^-6=44,79 МПа;

Р_в=_твgH+ Р_цг=10009,8266510^-6+27,38=53,5 МПа;

Р_ви=53,5-44,79=8,71 МПа.

2 Опрессовка скважины.

Точка 1. Давление на устье в начале эксплуатации (Р_у)_max = Р_пл - gh (2.75)

(Р_у)_max = 27-760·9,81·2764·10^-6=6.9 МПа

Р_в=Р_оп=7.5 МПа, минимальное давление опрессовки для труб диаметром 194 мм (табл.108) [18].

Р_н=0; Р_ви=7,5 МПа.

Точка 2 (h₁=420м).

Р_н=_брgh₁=10809,842010^-6=4,52 МПа;

Р_в=_твgh₁+ Р_оп=10009,842010^-6+7,5=11,6МПа;

Р_ви=11,6-4,52=7,08 МПа.

Точка 3 (забой)

Р_н=_брgh₁+(H-h₁)g_цр(1-к)= 4,52+22459,818300,7510^-6=32,42 МПа;

Р_в=_твgH+ Р_оп=10009,8266510^-6+7,5=33,6 МПа;

Р_ви=33,6-32,42=1,18 МПа.

Таблица 2.14.Сводные данные по расчету внутренних избыточных давлений.

№	№ точки	Давления, МПа.
		Рн	Рв	Рви
1	1	0	27,38	27,38
	2	4,52	31,5	26,98
	3	44,79	53,5	8,71
2	1	0	7,5	7,5
	2	4,52	11,6	7,08
	3	32,42	33,6	1,18

Анализ таблицы показывает, что максимальное внутреннее избыточное давление возникает в конце процесса цементирования, в момент посадки продавочной пробки на стоп кольцо.

0. 2. 4. 6. 8. 10. 12. 14. 16. 18. 20. 22. 24. 26. 28. 30. 32. 38. 44. 50. 56. 62. 68. 74. МПа

0

100

200

300

400 эпюра внутренних избыточных давлений

500

600

700

800

900

1000 эпюра наружных избыточных давлений

1100

1200

1300

1400

1500

1600

1700

1800

1900

2000

2100

2200

2300

2400

2500

2600

2700

2800

Рисунок 2.3. Эпюры наружных и внутренних избыточных давлений.

Конструкция обсадной колонны характеризуется: типом труб (их соединений), наружным диаметром обсадных труб, толщиной стенок, а также материалом труб (группой прочности).

Сконструированная колонна должна обеспечить прочность на расчетные виды нагрузок во всех сечениях и в тоже время обладать минимальной, экономически це лесообразной материалоемкостью для данных условий.

Диаметр колонны был определен ранее и составляет 194 мм.

Для комплектования обсадной колонны диаметром 194 мм принимаются обсад ные трубы муфтового соединения с резьбой трапециидального профиля типа ОТТМ по ГОСТ 632 - 80 исполнения «Б», группа прочности стали - «Д».

Основные прочностные характеристики для принятых труб по справочным данным приведены в табл. 2.15.

В данном случае профиль ствола скважины - наклонно направленный, поэтому следует учитывать влияние изгиба ствола скважины в зависимости от интенсивно сти искривления.

Проводится анализ прочностных характеристик: в данном случае даже наимень шая толщина стенки труб должна обеспечить условие:

n₂=Р_ВИ /Р_ВИО , (2.76)

где n₂ - коэффициент запаса прочности на внутреннее избыточное давление;

Р_ВИО - наибольшее внутреннее избыточное давление, МПа;

Р_ВИ - внутреннее избыточное давление при котором напряжение в теле трубы достигают предела текучести, для меньшей толщины стенки, МПа.

n₂=34,3 /27,38=1,25>1,15, что допустимо [12].

На основании этого в дальнейшем проверку секций на внутреннее избыточное давление не производится.

Определяются параметры секций по действию наружных давлений, начиная с первой секции.

Расчет параметров секций обсадной колонны проводим для процесса, когда на ружное избыточное давление достигает максимальных значений. Согласно рис. 2.5 наружные избыточные давления на забое скважины достигают значения Р_НИL=29,44 МПа. Толщина стенки труб 1-ой секции должна обеспечить такую проч ность на наружное избыточное давление, которое удовлетворяет условию:

Р^I_НИL?P_HИL n₁, (2.77)

Основные характеристики для принятых труб по справочным данным в табл. 2.15.

Таблица 2.15.Основные характеристики обсадных труб

Наружный диаметр, мм	Толщина стенки, мм	Критическое давление, МПа	Растягивающие нагрузки, при которых напряжения в теле трубы достигают предела текучести, кН	Внутренние давления, при которых напряжения в теле трубы достигают предела текучести, кН	Страгивающие нагрузки для соединений труб, кН	Вес 1 метра трубы, кН
1	2	3	4	5	6	7
193,7	7,6 8,3 9,5 10,9 12,7 15,1	13,2 16,0 21,0 26,9 34,3 -	1646 1804 2038 2334 2686 -	25,6 27,9 32,0 36,7 42,7 -	990 1108 1314 1539 1804 -	0,355 0,385 0,436 0,494 0,567 -

Р'_нuL і--33._4--Ч--1,0 = 33.04 МПа

По табл.2.15. находим, что этому давлению соответствуют трубы с толщиной стенки ? = 12.7 мм для которых Р_кр = 34.3 МПа.

Длина I - ой секции l₁ = 120 м (64 м - мощность эксплуатационного объекта плюс 56 м выше кровли объекта). Вес I - ой секции определяется по формуле

Q_i = g_i ^. l_i (2.78)

Q₁ = 0,567 ? 120 = 68.04

По эпюре ( рис. 2.3. ) определяем расчётные давления Р_нuz на уровне верхнего конца I - ой секции на глубине 2545 Р_нuz = 25.0МПа. Этому давлению при n₁ = 1,0 мм соответствуют трубы с ?_? = 10.9 мм, для которых Р_кр2 = 26.9 МПа. Определяем значение Р_кр2 для труб II - ой секции для условия двухосного нагружения с учётом растягивающих нагрузок от веса I - ой секции по формуле:

, (2.79)

где Р_кр2 - критическое давление для труб II - ой секции МПа;

Q₁ - вес I - ой секции, кН;

Q_т - растягивающие нагрузки при которых напряжения в теле трубы

достигают предела текучести для труб II - ой секции, кН;

, МПа

Глубина спуска II - ой секции принимаем равной L' = 2654 м. (так как Р'_кр2 ? Р_нuL, то оставляем глубину спуска I - ой секции l₁ = 120 м, а её вес по формуле (2.78) Q₁ = 68.04кН.

II секция

Толщину стенки труб II - ой секции принимается равной 9,5мм. Так как наружные избыточные давления продолжают уменьшаться к устью, то данная толщина стенок выдержит все наружные давления. Следовательно дальнейший расчёт проводим из условия прочности на страгивающие нагрузки.

Длинна секций из условия прочности на страгивающие нагрузки определяются по формуле:

, (2.80)

Допускаемая нагрузка определяется по формуле:

[P] = Pcm /nз', (2.81)

Коэффициент запаса прочности на растяжение nз' определяется по формуле:

,(2.82)

По формуле (2.81):

[P] = 1539/1,22 = 1261 кН

По формуле (2.80)

По формуле (2.78)

Q2 = 2414 ? 0,494 = 1192.5кН

Суммарный вес 2 - х секций

Q1 + Q2 = 68.04+1192.5 = 1260.54кН

III секция

Принимаем толщину стенок труб III - й секции d3 = 12.7 мм. Тогда по формуле (2.81)

[P] = 1804/1,22 = 1478.6кН

По формуле (2.80)

Принемаем l3=240 м.

По формуле (2.78)

Q3 = 240Ч 0,567 = 136.08кН

Суммарный вес 3 - х секций Q1 + Q2 + Q3 = 1260.54 + 136,08= 1396.62 кН.

Суммарная длина 3 - х секций l1 + l2 + l3 = 120 + 2414 + 240 = 2774 м.

Сводные данные о конструкции обсадной колонны приведены в табл. 2.16.

Таблица 2.16 Сводные данные о конструкции обсадной колонны

№ секции	Группа прочности	Толщина стенки, мм	Длина секции, м	Вес, кН	Интервал установки, м
				1 м трубы	секции	Суммарный
I	Д	12.7	120	0,567	68,04	68,04	2774 - 2654
II	Д	10.9	2414	0,494	1192,5	1260,54	2654 - 240
III	Д	12.7	240	0,567	136,08	1396,62	240 - 0

2.12 Расчёт параметров цементирования

Расчёт параметров цементирования производится по методике изложенной в методическом пособии «Расчёт параметров цементирования обсадных колонн» под редакцией Редутиннского Л.С [13].

Обосновывается способ цементирования.

Под способом цементирования понимается схема доставки тампонажной смеси в затрубное пространство. Поэтому признаку выделяют несколько способов цементи рования обсадных колонн: прямой одноступенчатый, прямой двухступенчатый, манжетный, обратный, цементирование «хвостовиков» и секций.

Среди перечисленных способов цементирования наилучшей технологичностью обладает способ прямого одноступенчатого цементирования, к тому же при этом способе можно получить наиболее высокое качество разобщения. Поэтому способ одноступенчатого цементирования всегда предпочтительнее других способов, если применение последних не вызывается необходимостью по горнотехническим усло виям.

Способ прямого двухступенчатого цементирования целесообразно использовать:

1. При наличии зон поглощений в нижележащих пластах.

2. При наличии резко различающихся температур в зоне подъема цемент ного раствора, вызывающих быстрое его схватывание в нижней части.

3. В случае невозможности одновременного вызова на буровую большого числа цементировочных агрегатов.

Использование двухступенчатого цементирования позволяет значительно сни зить давление на горные породы и предотвратить их гидроразрыв.

Манжетное цементирование применяют на месторождениях с низким пластовым давлением или сильно дренированных, подверженных гидроразрыву пластов. При данном способе исключается загрязнение продуктивного горизонта, находящегося ниже спецмуфты, тампонажной смесью.

При обратном цементировании ускоряется процесс доставки тампонажной смеси в затрубное пространство и снижается давление на горные породы. Этот способ на ходит широкое применение при цементировании обсадных колонн, перекрывающих пласты большой мощности, подверженные гидроразрыву при небольших перепадах давления, а также рекомендуется для заливки колонн небольшой глубины.

Необходимость в цементировании «хвостовиков» или секций обсадных колонн возникает, если в конструкции скважины предусмотрен спуск колонны в виде «хво стовиков» или секций [2].

Выбираем простейший, наиболее технологичный и распространенный на данном месторождении и в Западной Сибири способ прямого цементирования, который предполагает доставку тампонажной смеси в затрубное пространство через башмак обсадной колонны.

Проверяем возможность одноступенчатого цементирования. Такая возможность определяется из условия гидроразрыва пород и минимально возможной плотности цементного раствора, то есть возможность регулирования плотности цементного раствора лежит в пределах:

г^максгц >--г гц > г^мингц, (2.83)

где g^мингц - минимально возможная плотность гельцементного раствора,

кг/м³;

g^максгц - максимально возможная плотность гельцементного раствора

при которой ещё не произойдёт гидроразрыва пород, кг/м³.

При применении гельцементного раствора, интервал заколонного пространства от забоя до глубины на 150 метров [3] выше кровли продуктивного горизонта (2774 - 2534 м) заполняется цементным раствором нормальной плотности, а интервал 2534 - 420 м заполняется гельцементным раствором. Практикой установлено, что достаточно удовлетворительные свойства цементного камня получатся при облегчении гельцементного раствора до плотности г^мин гц = 1320 кг/м³ [16].

Максимально допустимая средневзвешенная плотность составного цементного и гельцементного раствора при которой ещё не произойдёт гидроразрыва пород определяется по формуле [1]

(2.84)

где Ргр - давление гидроразрыва пород в призабойной зоне, МПа;

L - глубина скважины, м;

lзп - безразмерный коэффициент гдравлических сопротивлений в

затрубном пространстве (lзп = 0,035);

uзп - скорость движения потока в затрубном пространстве, м/с;

g - ускорение свободного падения, м/с²;

Дс - диаметр скважины, м;

Дн - наружный диаметр обсадной колонны, м;

Кк - коэффициент кавернозности;

По формуле (2.84):

Плотность гельцементного раствора находим по формуле:

ггц= (гср · Н- гцр· hцр+ гбр · hбр)/hгц (2.85)

ггц=(1390·2774- 1830·240 + 1080·420)/2114= 1395 кг/м³.

Так как g^максгц = 1395кг/м³ >--g^мингц=1320 кг/м³, то цементирование обсадной колонны в одну ступень возможно. При этом значение плотности гельцементного раствора может быть принято по условие (2.83) в пределах :

ггц =1320 - 1395 кг/м³.

Расчёт объёмов и типов буферной, продавочной и тампонажной смеси и количества составных компонентов

а) Состав тампонажной смеси:

Тампонажная смесь представляет из себя смесь жидкости затворения, вяжущих веществ и минеральных добавок, способная в условиях скважины со временем превращатся в практически непроницаемое твёрдое тело.

В состав гельцементного раствора входят цемент, вода, глинопорошок и при необходимости химические реагенты. В состав цементного раствора входят только цемент и вода.

В качестве жидкости затворения используют техническую воду, удельный вес которой составляет 1000 кг/м³. В качестве вяжущего вещества используем портландцемент тампонажный бездобавочный для умеренных температур марки ПЦТ - I - 100, плотность цемента равна 3115 кг/м³. В качестве наполнителя используем глинистый порошок плотностью 2600 кг/м³.

Согласно 2.83 значение плотности гельцементного раствора находится в пределах 1320 - 1395 кг/м³.

По табл. 3.2.1. [18] выбираем плотность гельцементного раствора равной 1380 кг/м³.

Между водо- и глиноцементным отношением установлена эмпирическая связь [18]:

М = 0,5 +2,2Б,(2.86)

где М - водоцементное отношение;

Б - глиноцементное отношение.

Плотность гельцементного раствора определяется по формуле:

(2.87)

где М - водоцементное отношение;

Б - глиноцементное отношение;

gв - плотность жидкости затворения, кг/м³;

gц - плотность цемента, кг/м³;

gн - плотность наполнителя, кг/м³;

Подставив выражение М в формулу (2.87) находим Б:

1,38=1,5+3,2Б/(0,0005+0,0022Б+0,00032+0,00036Б) >

0,00113+0,00353Б=1,5+3,2Б >

Б=0,47 >

М=0,5+2,2Б=1,53

Плотность чистого цементного раствора находим по формуле:

(2.88)

где g_в - плотность жидкости затворения, кг/м³;

m - водоцементное отношение (0,4 - 0,6);

g_ц - плотность цемента, кг/м³;

Приняв m = 0,5 по формуле (2.88)

б) объём тампонажной смеси и количество составных компонентов.

1. Объём тампонажной смеси определяется объёмом затрубного пространства подлежащего цементированию и объёмом цементного стакана( рис. 2.4 ).



Рисунок 2.4. Распределение тампонажной смеси в скважине L - глубина скважины, м; Д_в - внутренний диаметр предыдущей колонны; Д - наружный диметр обсадной колонны; Д_с - диаметр скважины; d_в -внутренний диаметр обсадной колонны; h_бр - расстояние от устья до уровня тампонажной смеси в затрубном пространстве, м; h_цр - высота столба цементного раствора, м; h^o_гц - высота столба гельцементного раствора в обсаженом стволе; h^с_гц - высота столба гельцементного раствора в необсаженом стволе; h_cm - высота цементного стакана.

Из рис. 2.4 видно, что объём тампонажной смеси состоит из трёх частей и определяется по формуле:

V_mc = (V^зп_цр + V_cm) + V_гц (2.89)

где V^зп_цр - объём чистого цементного раствора в затрубном пространстве, м³;

V_mc - объём цементного стакана, м³;

V_гц - объём гельцементного раствора в затрубном пространстве, м³;

Объём чистого цементного раствора в затрубном пространстве определяется по формуле:

V^зп_цр = p--Ч ((r_с Ч К_к)² -r_ок²) Ч h_цр , (2.90)

V^зп_цр = 3,14--Ч((0,12225--Ч--1,25)² - 0,097²)--Ч 240 =10 м³

Объём гельцементного раствора в затрубном пространстве определяется по формуле:

V_гц = p/4 [((Д_с Ч--К_к)² - Д²) Ч h^с_цр + (Д_в² - Д²) Ч h^o_гц],(2.91)

V_гц = 3,14/4 Ч[((0,2445 Ч1,25)² - 0,194²) Ч1864 + (0,2552² - 0,194²) Ч250] =87,5 м³

Рассчитываем объём цементного стакана по формуле:

V_cт = p/4 Чd_в² Ч h_cm, (2.92)

V_cт = 3,14/4 Ч 0,1686² Ч--25 = 0,58 м³

Тогда по формуле (2.89.)

V_mc = 10 + 0,58 + 87,5 = 98,08 м³

Количество составных компонентов.

Расход цемента на 1 м³ раствора составит:

(2.93)

Расход воды на 1 м³ раствора составит:

(2.94)

Количество цемента требуемое для приготовления всего объёма цементного раствора определяется по формуле:

G'_Ц = V_цр Ч--g'_ц Ч К, (2.95)

G'_Ц = (10 + 0,58) Ч--1220 Ч--1,05 = 13552 кг.

Количество воды требуемое для приготовления цементного раствора определяется по формуле:

G'_в = m Ч G'_ц ,(2.96).

G'_в = 0,5 Ч 13552 = 6776 кг

Расход цемента на 1 м³ гельцементного раствора составит:

(2.97)

Расход воды на 1 м³ гельцементного раствора определяют по формуле:

(2.98)

Расход глинопорошка на 1 м³ раствора определяется по формуле:

g_н = Б Ч g_ц ,(2.99)

g_н = 0,5 Ч 445 = 222,5 кг/м³

Общее количество цемента для приготовления гельцементной смеси находится по формуле:

G_Ц = V _гц Ч--g_ц Ч К,(2.100)

G_Ц = 87,5 Ч 445 Ч 1,05 = 40884 кг

Количество воды требуемое для приготовления гельцементного раствора находится по формуле:

G_в = M Ч G_ц ,(2.101)

G_в = 1,6 Ч 40884 = 65414 кг

Количество наполнителя находим по формуле:

G_н = Б Ч--G_ц , (2.102)

G_н = 0,5 Ч 40884 = 20442 кг

На весь объём цементирования скважины суммарное количество цемента составит:

еG_ц = G `_ц + G_ц , (2.103)

где G `_ц - количество цемента необходимого для приготовления чистого цементного раствора, кг;

G_ц - количество цемента необходимого для приготовления

гельцементного раствора, кг.

еG_ц = 13552 + 40884 = 54436 кг.

Суммарное количество сухого порошка (цемента + наполнитель) находят по формуле:

еG = ?G_ц + G_н,(2.104)

где еG_ц - общее количества цемента, кг;

G_н - количество наполнителя, кг.

еG = 54436 + 20442= 74878кг.

Определяем плотность твёрдой фазы тампонажного раствора по формуле:

_Т. = _Ц.Р. /[1 - m(_Ц.Р. /_Ж. - 1)] ; (2.105)

для облегчённого цементного раствора:

(_Т.)^ОБ. = 1,38/[1 - 1,6(1,38/1 -1)] = 3,52 г/см³

для нормального цементного раствора:

(_Т.)^Н, = 1,83/[1 - 0,5(1,83/1 - 1)] = 2,25 г/см³

Расход сухого тампонажного материала на 1 м³ воды затворения:

G₁ = _Т.m ; (2.106)

для облегчённого цементного раствора:

(G₁)^ОБ. = 35201,6 = 5,6 т/м³

для нормального цементного раствора:

(G₁)^Н. = 22500,5 = 1,125 т/м³

Полный объём воды для затворения общей массы сухого тампонажного материала:

V_В. = К_В. ((G_СУХ.)^ОБ./ (G₁)^ОБ. + (G_СУХ.)^Н./ (G₁)^Н.) ; (2.107)

где К_В. - коэффициент учитывающий потери.

V_В. = 1,05(40,884/5,6 + 13,552/1,125) = 20,3 м³

в) тип и объём продавочной жидкости:

В качестве продавочной жидкости используют буровой раствор, объём которого определяется по формуле:

, (2.108)

г) тип и объём буферной жидкости:

В качестве буферной жидкости используем двухпроцентный водный раствор триполифосфата натрия (ТПФН). Удельный вес буферной жидкости составляет 1000 кг/м³.

Практикой установлено, что минимальное необходимая высота столба буферной жидкости должна составлять ориентировочно 100 м на каждые 1000 м цементируемого интервала.

Минимальный объём буферной жидкости составляет:

V_бж^мин = р/4 Ч ((Д_с Ч К_к)² - Д_н²) Ч h_бж^мин,(2.109)

V_бж^мин = 3,14/4 Ч ((0,2445 Ч1,10)² - 0,194²) Ч--2774/10 = 12,14 м³

Во избежания выброса из - за снижения гидростатического давления так как g_бр > g_бж, необходимо найти максимальное количество закачиваемой в скважину буферной жидкости из условия отсутствия выброса по формуле:

V_бж^макс = р/4((Д_с Ч К_к)² - Д²) Ч h_бж^макс , (2.110)

(2.111)

По формуле (2.110)

V_бж^макс = 3,14/4 Ч ((0,2445 Ч 1,10)² - 0,194²) Ч 3514 = 153,8 м³

Номинальный объём буферной жидкости должен находится в пределах между минимальными и максимальными значением

V_бж^макс > V_бж > V_бж^мин, (2.112)

Ориентировочно номинальный объём буферной жидкости может быть найден из выражения

V_БЖ =/4 (D_Д² K - D²) h_БЖ м³ . (2.113)

где h_БЖ - высота столба буферной жидкости и находится по выражению:

h_БЖ = V t м, (2.114)

где V-скорость восходящего потока равная 2 м/с;

t - время контакта буферной жидкости со стенками скважин равное 600 секунд.

Тогда по формулам (2.114) и (2.113):

h_БЖ = 2 600=1800м

V_БЖ =3,14/4 ((0,2445² 1,7 )- 0,194²) 1800=53 м³

По условию (2.112)

12,14 < 53< 153,8 м³

Так условие (2.112) выполняется, то принимаем объём буферной жидкости V_бж = 53 м³ .

Выбор типа и расчёт необходимого количества цементировочного

оборудования.

Цементировочный агрегат должен обеспечивать следующее давление:

Р_ца і Р_цг /0,8,(2.115)

где Р_ца - давление развиваемое цементировочным агрегатом, МПа;

Р_цг - максимальное давление на цементировочной головке, МПа;

Максимальное давление на цементировочной головке находится по следующей формуле:

Р_цг = DР_гс + Р_гд + Р_сm ,(2.116)

где DР_гц - гидростатическое давление, возникающее из - за разностей плотности жидкости внутри колонны и в затрубном пространстве, МПа;

Р_гд - давление, необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений при движении жидкости внутри колонны и в pатрубном пространстве, МПа;

Р_cm - дополнительное давление возникающее при посадке продавочной пробки на “стоп” - кольцо (Р_cm = 3 МПа)[13].

Разность давлений от составного столба жидкости за колонной Р_гс^зп и внутри колонны Р_гс^тр равна гидростатическому давлению DР_гс и находится по формуле:

DР_гс = Р_гс^зп - Р_гс^тр = 0,01Ч ( L - h_бр - h_cm ) Ч (g_тс - g_бр),(2.117)

?Р_гс = 0,01Ч ( 2665 - 420 - 25 )--Ч (1390 - 1080) = 6,35 МПа

Гидродинамические сопротивления Р_гд определяются по формуле:

Р_гд = Р_гд^тр + Р_гд^зп, (2.118)

По формуле Дарси - Вейсбаха:

Р_гд^тр = 0,01 Ч l_mр Ч--g_mp Ч V_mp² / 2g ЧL / d,(2.119)

Р_гд^зп = 0,01 Ч l_зп Ч--g_зп Ч V_зп² / 2g Ч L / ((Д_сЧ к) - Д),(2.120)

Р_гд^тр = 0,01 Ч 0,02 Ч1080 Ч--4,35² /--2Ч9,81Ч 2665 / 0,1774 = 10,12 МПа

Р_гд^зп = 0,01 Ч--0,035 Ч1390 Ч--1,8² / 2Ч9,81Ч2665 / ((0,2445Ч1,10) - 0,194) =

=1,09 МПа

Находим Р_Ц.Г. по формуле (2.116):

Р_Ц.Г. = 6,35 + 10,12 + 1,09 + 3 = 20,56 МПа.

Определяем давление на цементировочных насосах цементировочных агрегатов:

Р_Ц.А. ?Р_Ц.Г./0,8 = 25,7МПа.

Такое давление обеспечит цементировочный агрегат типа АЦ - 32У, который имеет следующие технические характеристики:

Полезная мощность, кВт………………….....................108,0

Насос поршневой цементировочный……………….….НПЦ - 32

давление максимальное, МПа………………………32

подача максимальная, л/с...............................………23

Насос водяной……..……………………………………ЦНС - 38 - 154

давление максимальное, МПа……………………...15

подача максимальная, л/с.....……………………….10

Двигатель привода водяного насоса…………………..ГАЗ - 52 - А

Емкость мерного бака, м³………………………………6,4

Емкость бака для затворения цемента, м³…………….0,25

Габариты, мм…………………………………………10400х26500х3200

Масса, кг…………………………………………………15230

Производительность закачки цементного и бурового растворов:

Q = 0,0785((kD_СКВ.)² - (D_Н.ОК.)²)_Т. = 0,0785((1,224,45)² - 19,4)1,8 = 68 л/с.

Количество цементировочных агрегатов определяется по формуле:

n_Ц.А. = Q/q_IV + 1 ; (2.121)

где q_IV - производительность одного агрегата на IV скорости при диаметре втулок,обеспечивающий необходимое давление, q_IV = 8.46 л/с.

n_Ц.А. = 68/8.46 + 1 = 9, принимаем n_Ц.А. = 9.

Также количество цементировочных агрегатов определяется из выражения:

n_Ц.А. = V_В./V_М.Б. ; (2.122)

где V_В - объём воды затворения, м³;

V_М.Б. - объём мерных баков цементировочных агрегатов, V_М.Б. = 6,4 м³.

n_Ц.А. = 20,3/6,4 = 3,17, принимает n_Ц.А = 4.

Из двух расчётных значений количества цементировочных агрегатов выбирается наибольшее, т.е. n_Ц.А. = 9.

Выбираем цементосмесительную машину типа УС8-К, которая имеет следующие характеристики (табл.2.17):

Таблица 2.17. Технические характеристики УС8-К

Установка	УС8-К
Монтажная база	КамАЗ-43118
Масса транспортируемого материала, не более, т	8,0
Вместимость бункера, м3	6,0
Плотность приготавливаемого раствора, г/см3	1,85
Наибольшая производительность приготовления тампонажного раствора плотностью 1,85 г/см3, дм3/с	27
Устройство смешивающее:	гидровакуумное
оптимальное давление жидкости, МПа	1,5
наибольшее давление жидкости, МПа	2,0
Вместимость осреднительной емкости, м3	6,0
Габаритные размеры, мм	8500х2500х3500
Масса без транспортируемого материала, кг	13000

По производительности смесительная машина УС8-К может обеспечить работу двух цементировочных агрегатов, то есть:

n_СМ. = n_Ц.А./2 (2.123)

где n_Ц.А. - число цементировочных агрегатов.

n_СМ. = 9/2 = 4.5

Принимаем число смесительных машин n_СМ = 5.

По количеству необходимого сухого порошка, затариваемого в смесительные машины, их количество находится по формуле:

n_С.М. = еG/G₁, (2.124)

где еG - суммарное количество сухого порошка, необходимого для

проведения цементирования.

G₁ - грузоподъемность одной смесительной машины, т.

n_С.М. = [(G_СУХ.)^ОБ. + (G_СУХ.)^Н.]/ G₁ = 9,3;

Принимаем 5 смесительных машины УС8-К, но в процессе цементирования производим их дозатарку. Таким образом, необходимое число смесительных машин составляет 5 машины.

Определяем максимально допустимый расход тампонажного раствора при его закачке до забоя

Q_MAX. = [(Р_ГР./1,4 - gН_Э.К. с_Б.Р.)/(A + В)]^1/2 ; (2.125)

где А = 8,26 л_К.П(_Ц.Р.)^Н. L₁[( D_СКВ. - D_Н.ОК.)³( D_СКВ. + D_Н.ОК.)²]- ¹ = 5,12710 - ⁴;

В = 8,26 л_К.П(_Ц.Р.)^ОБ.[(L₂ - L_КОН.)(( D_СКВ. - D_Н.ОК.)³( D_СКВ. + D_Н.ОК.)²) ^{- 1} + L_КОН. ((d_КОН. - D_Н.ОК.)³( d_КОН. + D_Н.ОК.)²) ^-1] = 22,3410 - ⁴ .

Q_MAX. = [ (33,6 - 29,9)/(5,12710 - ⁴ + 22,3410 - ⁴)] ^1/2 = 134 л/с.

Определяем, какой расход способны развить шесть цементировочных агрегатов при максимальной скорости:

Q₁ = (n - 1)q_IV = 68.46 = 67.68л/c. < Q_MAX. Следовательно, до забоя можно закачивать тампонажный раствор в режиме ускоренной закачки.

Режим закачки и продавки тампонажной смеси.

Работу цементировочных агрегатов можно определить, построив график давлений на цементировочной головке.

Так как объем тампонажной смеси больше внутреннего объёма колонны, то на графике выделяются три характерные точки А, Б, В, значения которых определяется в координатах «давление - объём».

Точка А соответствует началу закачки тампонажной смеси (закачка буферной жидкости в данном случае не учитывается). Р^А_Г.Д. = 11,21 МПа. Объём в этой точке равен нулю.

Точка Б означает, что обсадная колонна заполнена тампонажной смесью полностью, следовательно объём в этой точке равен объему внутреннего пространства обсадной колонны. Давление в точке Б определяется по формуле:

Р^Б_Ц,Г. = ДР_гд. -? Р_гс. (2.126)

Давление в точке Б определяется по формуле:

,(2.127)

Р_цг^Б = 12,38 - [0,01 Ч--2204(1830 - 1100)] = 0,27 МПа

В точке В процесс закачки заканчивается. Объём для этой точки равен сумме объёмов тампонажной смеси и всей продавочной жидкости:

V_В. = (V_Ц.Р.)_ОБЩ. + V_П.Ж. = 98,08 + 68,09= 166,17 м³

Давление для точки В соответствует максимальному давлению в конце продавки тампонажной смеси (без учёта давления для получения сигнала «стоп»):

Р^В_Ц.Г = Р_Ц.Г. - Р_СТ. = 17,56МПа.



Рисунок 2.5. График изменения давления на цементировочной головке в процессе цементирования

Выбираем диаметр втулок равный 100 мм. В этом случае цементировочный агрегат типа АЦ - 32У развивает требуемые подачу и давление на различных скоростях, приведённые в табл. 2.18

Таблица 2.18 Подача и давление развиваемое цементировочным агрегатом АЦ - 32У при диаметре втулок 100 мм.

Скорость агрегата	Подача, л/с (м3/с)	Давление, МПа
I II III IV	4.0 (0,0040) 5.6 (0,0056) 6.1 (0,0061) 8.46 (0,00846)	28.0 20.2 18.5 12.4

Из графика изменения на цементировочной головке, видно, что на IV скорости можно закачать 130м³ жидкости, а на III скорости можно закачать

36,67 м³ жидкости. Оставшиеся 1,5 м³ жидкости закачиваем на I скорости одним агрегатом.

Вычисляем время прихода тампонажного раствора на забой скважины в режиме ускоренной закачки:

t_З. = 16,7V_О.К. / (q_IV(n - 1)) ; (2.128)

где V_О.К. - объём обсадной колонны, м³;

q_IV - производительность одного агрегата на IV скорости, л/с;

n - число цементировочных агрегатов.

t_З. = 16,762,92/8.468 = 15.52 мин.

Время продавки тампонажного раствора в заколонное пространство в режиме нормальной закачки:

t_П. = 16,7[(V_IV - V_О.К.)/ (q_IV(n - 1)) + V_III/q_III (n - 1) + V_I/q_I] (2.129)

где V_IV, V_III и V_I - объёмы закачиваемые соответственно на IV,III и I

скоростях, м³;

q_IV, q_III и q_I - подача цементировочных агрегатов соответственно на IV,III и I скоростях, л/c.

t_П. = 16,7[(130- 62,92)/8.468 + 36,67/6.18 + 1,5/4.0] = 35,36мин.

Общее время затраченное на цементирование скважины:

T_Ц. = t_З. + t_П. + 15 = 15.52 +35,36 + 15 = 65,88мин.

Проверяем условие: T_Ц. ? 0,75T_ЗАГ. ; (2.130)

где T_ЗАГ. - время загустевания тампонажного раствора; т.к. при цементировании использовалось два вида тампонажного раствора, то время загустевания пронимается наименьшим. Для ПЦТ - I - 100 это время составляет 105 мин. .

65,88 < 0,75105 = 78,75 , условие выполняется.

Определяем число агрегатов, задействованных в закачке буферной жидкости:

n_Б.Ж. = V_Б.Ж./V_М.Б. ; (2.131)

V_Б.Ж. - объём буферной жидкости, м³;

V_М.Б. - объём мерных баков, м³.

n_Б.Ж. = 53/6,4 = 6,92 принимаем n_Б.Ж. = 7.

Время закачки буферной жидкости определяем по формуле:

t_Б.Ж. = 16,7V_Б.Ж./(q_IVn_Б.Ж.) ; (2.132)

где V_Б.Ж. - объём буферной жидкости, м³;

q_IV - производительность одного агрегата на IV скорости, л/с;

n - число цементировочных агрегатов, задействованных в закачке буферной жидкости.

t_Б.Ж. = 16,753/8.467 = 14.9 мин.

Результаты расчётов представлены в табл. 2.19.

Таблица 2.19 Режимы работы цементировочных агрегатов

Вид жидкости	Объём, м3	Число агрегатов	Скорость агрегата	Время закачки, мин.	Плотность, г/см3
1.Буферная (вода + ПАВ) 2. ПЦТ - I - 100 +бентонит 3. ПЦТ - I - 100 4. Продавочная ( СБР )	53 87,5 10,58 68,09 1,5	7 8 8 8 1	IV IV-Ш III-II II I	14,9 ТЦ. = 65,88	1,000 1,380 1,830 1,080 -

2.13 Технология спуска обсадных колонн и цементирования

Спуск обсадной колонны - весьма ответственная операция. До начала спуска должны быть закончены все исследовательские и измерительные работы в сква жине, тщательно проверено состояние бурового оборудования и инструмента, соот ветствие грузоподъемности вышки и талевой системы весу подлежащей спуску ко лонны, подготовлен ствол скважины.

За несколько дней до спуска колонны на буровую завозятся обсадные трубы, эле менты технологической оснастки и необходимый дополнительный инструмент, тщательно проверенные и испытанные на базе, а так же специальную смазку для обеспечения герметичности резьбовых соединений при наиболее высоких темпера турах, возможных в скважине.

На буровой обсадные трубы вновь осматривают, проверяют овальность жест кими двойными шаблонами соответствующих диаметров; трубы, поврежденные при транспортировке и с повышенной овальностью, отбраковывают, а годные сорти руют по группам прочности, толщине стенок и видам резьбовых соединений и ук ладывают на стеллажи в порядке, противоположном определенности спуска их в скважину. При укладке каждую трубу нумеруют, измеряют её длину; номер трубы, её длину и нарастающую длину колонны записывают в специальный журнал.

По данным каверно- и профилеграмм выявляют участки сужений ствола сква жины, а по инклинограммам - участки резкого искривления. Эти участки тщательно прорабатывают новыми долотами со скоростью не более 35 - 40 м/ч и расширяют до номинального диаметра. При проработке целесообразно применять ту же компо новку низа бурильной колонны, которую использовали для бурения последнего ин тервала скважины, особенно если условия бурения сложные - калибруют: спускают бурильную колонну, низ которой имеет примерно такую же жесткость, как и подле жащая спуску обсадная колонна, и следят за успешностью прохождения такой ком поновки до забоя. Если наблюдаются посадки или затяжки, ствол прорабатывают с несколько меньшей скоростью. По окончании калибровки скважину тщательно промывают в течении одного-двух циклов циркуляции. При проработке применяют промывочную жидкость с минимальным показателем фильтрации, низкими значе ниями статического и динамического напряжений сдвига и пластической вязкости, а также с хорошими смазочными характеристиками.

При подъеме бурильной колонны после проработки или калибровки измеряют ее длину и уточняют длину скважины; при этом надо учитывать, что действительная длина скважины больше суммарной измеренной длины поднятых из нее бурильных труб на величину удлинения колонны.

К спуску колонны приступают сразу же, как только закончен подъем бурильных труб после промывки скважины [15].

Обсадную колонну спускают с помощью механизированных клиньев и одного элеватора.

ВНИИКРнефть рекомендует поддерживать среднюю скорость спуска каждой трубы эксплуатационной колонны не более 1 м/с, а ниже башмака кондуктора - не более 0,4м/с.

При спуске колонны нужно контролировать полноту её заполнения промывоч ной жидкостью через обратный клапан, следя за объемом жидкости, вытекающей из скважины, и нагрузкой на крюке. После спуска каждых 500…800 м труб необхо димо делать промежуточные промывки, чтобы освежить жидкость в скважине, уда лить скопившийся шлам и уменьшить опасность газирования.

После окончания спуска колонну оставляют подвешенной на талевой системе, а скважину тщательно промывают; при этом колонна не должна упираться в забой [16].

Перед началом цементирования смонтированную обвязку линии высокого дав ления агрегатов подвергают гидравлической опрессовке давлением, величина кото рого в 1,5 раза превышает максимально ожидаемое давление при цементировании. Расстановку и обвязку цементировочного оборудования осуществляют по одному из вариантов типов схем. Цементировочные агрегаты в пределах площадки буровой необходимо располагать горизонтально, мерными емкостями к буровой и по воз можности ближе к устью скважины. Закачивание затворяемого раствора в скважину начинается лишь после стабилизации режима работы цементосмесительных машин.

После окончания промывки скважины на верхний конец обсадной колонны на ворачивается специальная цементировочная головка, в нашем случае ГУЦ 178-194x320-1, рассчитанная на максимальное давление 32 МПа, боковые отверстия которой с помощью трубопроводов соединяют с цементировочными агрегатами. Затем внутрь колонны закачивают буферную жидкость, тампонажную смесь, разделительную пробку и продавоч ную жидкость.

Необходимо выполнять следующие контрольные операции: осуществлять за меры плотности тампонажных растворов с помощью ареометров; замерять давле ние, развиваемое агрегатами и контролировать их с помощью манометров высокого давления; определять текущий объем закачиваемой в скважину жидкости; визуально контролировать характер циркуляции на устье скважины.

Как только пробка сядет на ЦКОД и остановится, давление начнет резко возрастать. Это служит сигналом для прекращения закачки продавочной жид кости; все краны на цементировочной головке закрывают, а скважину оставляют в покое на срок необходимый для превращения тампонажного раствора в камень.

Величина давления «стоп» должна превышать максимальное значение давле ния в конце цементирования на2,0 - 2,5 МПа и составлять не более 80% от давления опрессовки обсадных труб перед спуском в скважину [16].

После образования в заколонном пространстве цементного камня с достаточной прочностью выполняют следующие работы:

1. Спустя примерно сутки, но не ранее срока конца схватывания, стравливают избыточное давление в обсадной колонне и в заколонном пространстве, если оно сохранилось до этого;

2. Определяется положение кровли цементного камня в заколонном пространстве и оценивают качество цементирования (полноту замещения промывочной жидкости тампонажным раствором, наличие контакта между обсадной ко лонной и камнем, камнем и стенками скважины) с помощью акустического каротажа;

3. Путем опрессовки проверяется герметичность обсадной колонны, колонной головки и зацементированного заколонного пространства. Продавочная жид кость в колонне предварительно заменяется на воду. При опрессовке внутрен нее давление в любом сечении колонны должно не менее чем на 10% превы шать наибольшее ожидаемое давление в период испытания, освоения или эксплуатации скважины.

Колонну признают герметичной в том случае, если после замены продавочной жидкости водой не наблюдается перелива жидкости и выделения газа на устье и если в период выдержки колонны под давлением последнее в течении 30 минут снижается не более чем на 0,5 МПа

Все расчетные данные и мероприятия, предусмотренные проектом во время крепления скважины, заносятся в паспорт.

План крепления скважины на крепление скважины № 39 куста № 2

Западно-Моисеевского месторождения эксплуатационной колонной 194 мм

Данные о скважине и задание на ее крепление

1. Забой скважины 2774 м

2. Глубина спуска колонны 2769 м

3. Глубина спуска кондуктора 273 мм 670 м

4. Номинальный диаметр ствола скважины 244,5 мм

5. Параметры бурового раствора: р=1,08 см³, ф=4 см³/30 мин, Т=25 с

6. Максимальное ожидаемое пластовое давление 27,0 МПа на глубине 2774м

7. Максимальное ожидаемое давление в колонне на устье при цементировании 20,56 МПа

1. Подготовительные работы перед спуском колонны

1.1. Подготовить, завести на буровую и уложить в порядке спуска в скважину необходимое количество обсадных труб (по п.2.1), опрессованных давлением 11,25 МПа и дополнительно (с учётом 5 % запаса на случай отбраковки) 2913 метра трубы типа ОТТМ 194 - Д (ГОСТ 632 - 80).

Ответственные: БПО БР.

1.2. Завести на буровую и подготовить к спуску элементы технологической оснастки эксплуатационной колонны:

Башмак БКМ - 194, шт 1

Обратный клапан ЦКОДМ - 194 - 1, шт1

Фонари ЦЦ1 - 194/245, шт 47

Скребки СК - 194/245, шт 20

Ответственные: БПО БР.

1.3. Завести на буровую необходимое количество тампонажных материалов:

Тампонажный портландцемент ПЦТ - I - 100, т 54,4

Бентонит, т 20,4

Ответственные: БПО, ЦКС, ЛГР.

1.4. подготовить к работе тампонажную технику:

Цементировочные агрегаты АЦ - 32У, ед9

Смесительные машины, ед 5

Блок манифольдов УМБ - 70К, ед 1

ППУ, ед 1

Ответственные: ЦКС.

1.5. До начала спуска колонны замерить длину каждой трубы, очистить резьбы.

Ответственный: буровой мастер.

1.6. Проверить состояние вышки, бурового оборудования, КИП,

превенторов.

Ответственные: механик ПРЦБО, буровой мастер.

1.7. Обеспечить на буровой запас обработанного бурового раствора в объёме 120 м³ и 182 м³ технической воды (температура воды в зимнее время года +40 - +50 градусов).

Ответственный: буровой мастер.

1.8. После проведения комплекса ПГИ ствол скважины шаблонировать компоновкой последнего долбления, места посадок и затяжек проработать до свободного хождения инструмента. Промывка на забое 1,5 - 2 цикла до выравнивания параметров бурового раствора согласно ГТН. Промежуток времени от последней промывки на забое до начала спуска колонны не должно превышать 16 часов. Если условия технологии не выполняются, то производится повторное шаблонирование с промывкой на забое.

Ответственные: буровой мастер, технолог буровой бригады.

1.9. Провести инструктаж буровой бригады по правилам производства при спуске; назначить ответственных за контрольное шоблонирование труб и смазку резьбовых соединений.

Ответственные: буровой мастер.

2. Спуск обсадной колонны

1.1. Спуск обсадных труб осуществляется в следующем порядке:

Интервалы спуска, м	Длина секции, м	Тип обсадной трубы	Диаметр шаблона, мм	Масса секции, кН	Нарастающая масса колонны, кН
2774 - 2654	120	194Д - 9,5 по ГОСТ 632-80	166,0	68,04	68,04
2654 - 240	2414	194Д - 8,3 по ГОСТ 632-80	170,0	1192,5	1260,54
240 - 0	240	194Д - 9,5 по ГОСТ 632-80	166,0	136,08	1396,62

1.2. Контроль за соблюдением порядка спуска труб, шаблонированием и длиной колонны возлагается на бурового мастера.

1.3. Типы и глубины установки элементов технологической оснастки обсадной колонны, м:

Башмак БКМ - 194 2769 м

Обратный клапан ЦКОДМ - 194 - 1 2759 м

Фонари ЦЦ 1- 194/245

в интервале продуктивного горизонта, 20 м выше и ниже через 10 метров, а также в интервале пласта через 10 метров;

3 шт. непосредственно выше башмака кондуктора и 1 шт. на верхнею трубу;

Скребки

над и под интервалами перфорации на участках длиной 5 м. через 0,5 м;

1.4. Свинчивание обсадных труб производить ключом АКБ.

1.5. В качестве уплотнителей резьбовых соединений обсадных труб использовать смазку Р - 402. При свинчивании смазка должна быть обильно нанесена на резьбовые и уплотнительные поверхности ниппеля и муфты из расчёта покрытия не менее ѕ длины соединения, считая от его торца.

...