Технология бурения нефтяных и газовых скважин

Так как в турбинном бурении Q = const и частота вращения долота n = (Р_д), естественно, что при изменении Р_д обязательно будет изменяться и n, причем абсолютное значение колебания будет зависеть от коэффициента К (сброса на 0,01 МН нагрузки).

Опыты показали, что во всех случаях, когда долото подается неравномерно, происходят колебания л, в результате чего эффективность работы долота снижается на 15 --25 % и более.

Ориентируясь на рациональную отработку долот, нужно добиваться равномерной подачи бурильной колонны, чтобы колебания л не превышали 80мин^-1.

Чтобы достичь равномерной подачи, следует применять регуляторы подачи долота. Но вследствие наличия неровностей на забое скважин и

некоторого скольжения шарошек сопротивления, встречаемые долотом, постоянно изменяются, а при этом изменяется и n. Турбинное бурение всегда ведется с некоторым колебанием л, если даже при бурении Р = const и Q = const.

Рациональная отработка долот невозможна, если нет критериев для определения времени, когда необходимо сменить долото.

Многолетний производственный опыт показывает, что у шарошечных долот наиболее изнашиваются два узла: опоры и рабочая поверхность. Применяемые долота делят на две группы: у одних Т_f « T_z, у других 7>» >> Т_f, где Т_f и T_z -- износостойкость соответственно опор и рабочей поверхности долот. Очевидно, в зависимости от соотношения между Т_f и T_z метод определения продолжительности эффективной работы долота на забое должен быть различный.

Если T_f « T_z, то в процессе бурения еще задолго до начала изнашивания рабочей поверхности при высокой механической скорости проходки наблюдается расстройство опор долота: нарушается плавное качение роликов в большом подшипнике, происходит заклинивание роликов, прекращается вращение шарошек, создаются значительные сопротивления вращению долота.

В роторном бурении периодически (в момент заклинивания шарошки) резко увеличивается мощность, требуемая на бурение.

В турбинном бурении при нарушении качения роликов в подшипнике долота приемистость турбобура относительно осевой нагрузки уменьшается. Турбобур начинает останавливаться при осевой нагрузке Р_д, меньшей, причем иногда значительно меньшей, чем начальная Р_д.нач. Если бурят при параметрах, соответствующих области тормозных режимов работы турбобура, то указанное явление может быть выражено более резко.

Если начинают нарушаться плавность качения опорных элементов долота, происходить заклинивание шарошек, то может произойти разрушение долота. Заметив это, бурильщик должен прекратить бурение и поднять долото для его замены.

Если для разбуривания нефтяного и газового месторождения длительное время применяют долота одного типа, то на основании статистических материалов для них можно установить время Т, в течение которого наступает расстройство опор; это будет рациональное время эффективной работы долота на забое Т_р. После того как долото проработало на забое время Т_р ⁼ Т, его необходимо поднять, если даже при этом еще сравнительно высока механическая скорость проходки.

Контроль параметров режима бурения

Контроль за параметрами режима бурения и их исследование, являющиеся обязательной частью технологического процесса бурения скважин, позволяют: установить оптимальный режим бурения применительно к конкретным ГТУ и корректировать его с учетом изменения геологического разреза; предупреждать аварийные ситуации, возникающие в процессе бурения; получать объективные сведения о балансе рабочего времени, что позволяет выявлять резервы роста производительности труда; автоматизировать процесс.

Параметры режима бурения устанавливаются и контролируются с помощью средств измерения одиночных параметров (веса бурового инструмента и осевой нагрузки на забой скважины; крутящего момента на роторе; расхода бурового раствора; давления бурового и цементного растворов), а также комплекса приборов контроля и регистрации основных технологических параметров бурения.

К КИП для измерения одиночных параметров относятся ГИВ, преобразователи крутящего момента и усилий для измерения момента типов ДКМ и ПМР, индикаторы крутящего момента на роторе ГИМ-1 и КМР-1, расходомеры РГР-7 и РГР-100, манометр геликсный МБГ-1.

Нагрузку на забой с помощью ГИВ определяют как разницу между весом бурильной колонны, когда инструмент чуть приподнят над забоем, и весом ее во время бурения. Вес инструмента, висящего на крюке талевой системы, определяется как произведение усилия в неподвижном конце каната на число его струн, несущих талевый блок. При этом учитывается начальное усилие в неподвижном конце от веса талевого блока, крюка и вертлюга. Нагрузка, действующая на вышку, вычисляется как произведение усилия в неподвижном конце талевого каната на общее число несущих струн плюс две струны (неподвижный и ходовой концы каната), т.е. учитываются дополнительные усилия на вышку, передаваемые через кронблок ходовым и неподвижным концами талевого каната. Для измерения веса бурильной колонны, подвешенной на крюке талевой системы, и косвенного определения осевой нагрузки на долото служит прибор, называемый индикатором веса.

Перед началом бурения бурильную колонну, находящуюся над забоем, вращая вхолостую, медленно подают на забой, затем включают буровые насосы и замечают первое показание индикатора веса; второе его показание отсчитывают в начале бурения. Нагрузка на забой будет равняться разности показаний индикатора веса до и после начала бурения, умноженной на число струн талевого блока. В индикаторе веса использован принцип измерения горизонтальной составляющей натяжения неподвижного конца каната.

Для уменьшения габаритов и веса индикатора он рассчитывается на усилие не от всего веса бурильной колонны, а лишь на усилие в неподвижном конце талевого каната; изменение этого усилия пропорционально нагрузке на крюке.

Гидравлический индикатор веса (ГИВ) состоит из трансформатора давления и манометров - показывающего и самопишущего. По показывающим приборам бурильщик контролирует текущий процесс бурения. По записи диаграммы самопишущего манометра изучают процесс бурения скважины и работы, связанные с ее проходкой

Технология и технические средства бурения с отбором керна

Керн служит основным материалом для изучения геологического строения разреза скважины, является главным прямым источником и носителем информации о свойствах горных пород, обеспечивая визуальное и непосредственное их изучение. Он используется для определения относительного и абсолютного возраста, вещественного состава, петрографических, физических, физико-химических и других характеристик горных пород на всех стадиях геологоразведочного и нефтепромыслового процесса.

Комплексы КГК-А и КГК-Т комплектуются керноприемным устройством БП-150, в котором керношламовая масса поступает в перфорированные или сетчатые лотки. Накопление породы сопровождается ее обезвоживанием через отверстия или сетчатую поверхность. Слив обезвоженного потока промывочной жидкости в определенном месте емкости для обеспечения отстоя осуществляется желобной системой.

3.4 Бурильная колонна

Выбор конструкции бурильной колонны

Бурильная колонна включает в себя следующие элементы: утяже-ленные бурильные трубы (УБТ), cтальные бурильные трубы (СБТ) или легкосплавные бурильные трубы (ЛБТ), ведущая бурильная труба, резьбовые переводники, центраторы и калибраторы.

Бурильные колонны бывают следующими: одноразмерными (или одноступенчатыми), составленными из бурильных труб одного и того же наружного диаметра; многоразмерными (многоступенчатыми), составленными из труб различных наружных диаметров (двух-, трехили четырехразмерными); многосекционными, составленными из нескольких участков труб одной и той же группы прочности стали, одного и того же наружного диаметра с одинаковой толщиной стенки и одинаковой конструкцией резьбовых соединений. Нижний участок бурильной колонны составляют из УБТ, устанавливаемых непосредственно над долотом или забойным двигателем.

Колонна бурильных труб при бурении скважины подвергается воздействию различных статических и динамических нагрузок. При бурении с помощь забойных двигателей (турбо-, электробуров, объемных двигателей) на колонну бурильных труб действуют следующие нагрузки: осевая сила растяжения от собственного веса колонны и перепада давления в забойном двигателе; осевая сила сжатия, создаваемая весом части колонны; момент, прикладываемый к колонне для ее периодического проворачивания и др.

При роторном бурении на колонну бурильных труб кроме осевых сил растяжения и сжатия действуют еще и дополнительные нагрузки: за счет изгибающего момента от действия центробежных сил при вращении колонн; за счет крутящего момента, необходимого для непрерывного вращения колонны и др. Изгибающие напряжения в колонне носят переменный характер и зависят от осевой нагрузки, частоты вращения, диаметра труб и скважины, кривизны ее ствола и др. Под действием крутящего момента возникают касательные напряжения, которые в колонне бурильных труб возрастают от забоя к устью скважины.

Бурильные стальные трубы выпускаются в соответствии с ГОСТ 631-95 и имеют следующие показатели приведенные ниже в таблице.

Прочностные показатели стальных труб различной группы сталей приведены в таблице 3.10. [7]

Таблица 3.10. Рекомендуемые прочностные показатели стальных труб различной группы сталей

Группа прочности	Д	К	Е	М	Л	Р	Т
Предел текучести, т Мпа	380	500	550	650	750	900	1000
Временное сопротивление, Мпа	650	700	750	800	900	1000	1100

Расчет бурильной колонны

1. Для расчета бурильных труб, необходимо произвести расчеты утяжеленных бурильных труб , исходя из диаметров долота.

Диаметр нижней (первой) секции УБТ выбирается с учетом конструкции скважины и обеспечения наибольшей устойчивости и прочности.

В нормальных условиях бурения рекомендуется принимать следующие соотношения между диаметрами УБТ d_убт и долот D_дол приведенные в таблице Рекомендуемые соотношения диаметров УБТ и диаметров долот приведены в таблице 3.11. [7]



Таким образом, расчетный диаметр УБТ определяется по формуле:

d_убт = (0,8 - 0,85)* D_дол (мм) (3.20)

d убт = 0,8* 190,5 = 152,4 мм

Принимаем 178 мм.

2. Расчет длины колонны УБТ по формуле:

Lубт = (3.21)

Где: Lубт - длина УБТ, м ;

Рдол - максимально допустимая нагрузка на долото, Н;

G_тб - вес забойного двигателя (турбобура), Н;

q_убт - масса 1 м УБТ, кг;

с_брплотность бурового раствора, кг/м³;

с_ст - плотность материала УБТ (стали), кг/м³;

g - ускорение свободного падения, м/сек², g = 9,81 м/сек²

Lубт = = 199 м

Расчет секции труб начинаем с определения расчетного диаметра бурильных труб с учетом того, что соотношение диаметра бурильных труб и диаметра УБТ должно быть не менее 0,75, при меньшей величине соотношения в верхней части УБТ включают одну или несколько секций УБТ меньшего диаметра.

D_бт ? 0,75 d_убт, мм

D бт = 0,75*178 = 133,5 мм

Принимаем 140 мм

Длину каждой секции (кроме первой) рассчитывают на основе условия, что в самом верхнем сечении этой секции нагрузка растяжения не должна превосходить допустимого значения. Допустимую нагрузку Qдоп определяют по соотношению:

Q_доп = , (3.22)

Где: Q_доп - допустимая нагрузка, Н;

Q_пред предельная нагрузка, соответствующая пределу текучести в теле трубы Н;

коэффициент запаса прочности.

Рекомендуемые коэффициенты запаса прочности при расчете колонны на растяжение при бурении с забойным двигателем:

Вертикальная скважина……………………………..1,30 (1,35)

Наклонно-направленная скважина…………………1,35 (1,40)

В скобках даны величины для осложненных условий бурения.

Предельная нагрузка Q_пред определяется исходя из произведения предела текучести материала бурильных труб у_тек (Мпа) и площади сечения бурильной трубы F_тр. (м²).

Q_пред = у_тек х F_тр. , Мпа (3.23)

Допустимую нагрузку с учетом коэффициента запаса прочности определяем по формуле:

Q_доп = , (Мпа) (3.24)

Для б.т диаметром 168 Fтр = 0.0045

Q доп1 = = 1315384 Н

Нижнюю (первую) секцию бурильных труб, наиболее сильно подверженную действию переменных нагрузок, как при бурении с забойными двигателями, так и для роторного способа бурения, рекомендуется комплектовать из бурильных труб группы прочности Д с наибольшей толщиной стенки, так как они лучше приспособлены к таким условиям. Длину нижней (первой) секции рекомендуется принимать в диапазоне 500 м.

По формуле определяем длину второй секции бурильных труб. При этом группа стали берется «Д», а толщина стенки бурильной трубы минимальная.

L₂ = (3.25)

Где: L₂ - длина второй секции бурильных труб, м

Q_доп2 - допустимая нагрузка на бурильную трубу второй секции, Н;

1,15 - коэффициент запаса прочности;

q_тб - масса турбобура, кг;

q_убт масса 1 метра УБТ, кг;

L_убт - длина колонны УБТ, м;

q₁ - масса 1 м бурильной трубы первой секции, м;

L₁ - длина первой секции бурильных труб (принимаем L₁ = 500 м), м;

с_брплотность бурового раствора, кг/м³;

с_ст - плотность материала УБТ (стали), кг/м³;

g - ускорение свободного падения, м/сек²,

Р_д - перепад давления в буровом долоте, Мпа;

Р_тб перепад давления в турбобуре, Мпа;

F_п._с._. - площадь поперечного сечения проходного канала бурильной трубы первой секции, м²;

q₁ - масса 1 м бурильной трубы второй секции, м;

L2 = = 1760 м

Общая длина 1-ой секции бурильных труб, включая длину УБТ, должна быть больше проектной глубины скважины .

L_убт+ L₁ ? Lскв (3.26)

Где: L_убт- длина колонны УБТ, м;

L₁ - длина первой секции бурильных труб, м

Lскв - проектная глубина скважины, м

Общая длина бурильной колонны составит:

L_убт+ L₁ ? Lскв

199+1760 = 1959 м < 3400 м

Так как общей длины бурильной колонны недостаточно, то приступаем к определению длины 3-й секции бурильных труб диаметром 168 мм (сталь группы Д), с толщиной стенки 10 мм. Q₃= 44,7 кг., предварительно найдя допустимую нагрузку на бурильную трубу третьей секции, Н;

= (3.27)

= = 1452769 Н

L₃ = (3.28)

L₃= =1563

Общая длина бурильной колонны составит:

L_убт + L₁ + L₂ + L₃ ? Lскв (3.29)



199+1760+1563>3400

3522>3400

Общая длина бурильной колонны превышает проектную глубину скважины, поэтому расчет бурильной колонны закончен.

Выбор типа КНБК

Для бурения интервала под эксплуатационную колонну применяем следующую КНБК:

Утяжеленные бурильные трубы входят в состав КНБК и предназначены для повышения жесткости и увеличения массы нижней части бурильной колонны, за счет которой создают нагрузку на долото в процессе бурения.

В практике выделяют два основных типа компоновок - жесткие и отвесные.

Основная задача при использовании жестких компоновок - получение минимальной интенсивности искривления ствола скважины при рациональном режиме бурения. Это достигается за счет применения в составе компоновки УБТ максимально возможных наружного диаметра и жесткости, а также рациональным размещением опорно-центрирующих элементов по длине компоновки, ограничивающих ее поперечное перемещение.

Принцип действия отвесных компоновок обоснован на эффекте отвеса, или маятниковом эффекте, и отличается тем, что ось компоновки почти по всей своей длине не совпадает с осью скважины, а эффект отвеса возрастает с увеличением зенитного угла скважины.

Отталкиваясь о выше сказанном, мы используем жесткую компоновку для получения минимальной интенсивности искривления ствола скважины.



3.5 Буровые растворы

Выбор типа параметров бурового раствора

При проектировании технологического процесса бурения колонковых, разведочных и эксплуатационных скважин на твердые, жидкие и газообразные полезные ископаемые особое внимание уделяется, определению состава и свойств буровых растворов (промывочных жидкостей) и газообразных агентов, находящихся в непрерывной и принудительной циркуляции.

В связи с многообразием горно-геологических условий бурения скважин такие требования предъявляется к промывочной жидкости как:

· укрепление стенок скважины в рыхлых, неустойчивых породах;

· уравновешивание высоких пластовых давлений путем обеспечения соответствующего гидростатического давления;

· закупоривание трещин и зон с низкими пластовыми давлениями;

· предотвращение растворимости и набухания разбуриваемых пород;

· обеспечение хорошего выхода керна в рыхлых, слабосцементированных породах;

· удержание шлама во взвешенном состоянии в стволе скважины при прекращении циркуляции

не могут быть удовлетворены какой-либо одной универсальной промывочной средой. Поэтому в практике бурения скважин применяются различные виды циркулирующих агентов.

Тип и параметры циркулирующих агентов выбираются с учетом:

· ожидаемых геологических и гидрогеологических условий залегания пород, их литологического и химического составов;

· устойчивости пород под воздействием фильтрата бурового раствора;

· наличия проницаемых пластов, их мощности и пластовых давлений;

· давлений гидравлического разрыва;

· с учетом накопленного опыта в аналогичных условиях, а также наличия сырья для приготовления бурового раствора.

При выборе типа циркулирующего агента для бурения скважин с горизонтальными стволами следует учитывать наличие в разрезе скважины осыпающихся глинистых сланцев, стоимостные показатели, забойные температуру и давления, требования защиты окружающей среды. Наиболее подходящими считаются растворы на углеводородной основе, стабильные по составу и обладающие хорошими смазывающими свойствами.

При выборе бурового раствора следует руководствоваться следующими правилами.

· Плотность бурового раствора

· Вязкость бурового раствора

· Статическое напряжение сдвига

· Фильтрация бурового раствора

Таким образом, при выборе основных параметров раствора, стремятся приблизить их к минимально допустимому пределу, при котором еще можно вести процесс бурения без заметных осложнений.

Расчет гидравлической программы бурения

Для каждого разбуриваемого интервала определяем минимальную подачу буровых насосов, необходимую для выноса выбуренного шлама на дневную поверхность. 1. Определяем скорость восходящего потока бурового раствора в кольцевом пространстве скважины . Долоту диаметром 0,190 мм соответствует минимальная скорость 0,6 м/с. Если применить 25%-ный запас, то необходимая скорость восходящего потока в кольцевом пространстве V_вп составит 0,7 м/с.

2. Находим подачу буровых насосов по формуле:



Q = 0.785(D²_д - dт²) *Vвп (3.30)

Где: Q - подача буровых насосов, м³/с;

D_д - диаметр долота, м;

dт - наружный диаметр бурильных труб, м;

Vвп - средняя скорость восходящего потока бурового раствора в кольцевом пространстве скважины, м/с.

Q= 0,785*(0,190²-0,140²)*0,7 0,01 м³/с

3. Определим размер насадки долота, приняв скорость истечения струи из насадок =130 м/с. И число насадок, равное 3, по формуле:

d_д = , м (3.31)

Где: d_д - диаметр гидромониторной насадки долота, м;

n - число насадок в долоте (обычно три);

V_д - желаемая скорость истечения раствора из насадок, м/с;

Q - подача буровых насосов, м³/с;

dд = = 0.005 м

4. Определяем число Рейнольдса, по формуле для пластических жидкостей и находим режим течения в бурильных трубах с внутренним диаметром 0,3 м, предварительно рассчитав скорость нисходящего потока бурового раствора:

V_т = (3.32)



Vт = = 3,8 м/с

R_е = = (3.33)

Где: с_р - плотность бурового раствора, кг/м^3;

V_т - скорость течения бурового раствора в трубах, м/с;

м - вязкость ньютоновской жидкости, Па*с;

з _р - структурная (пластическая) вязкость бурового раствора, Па*с;

d _ввнутренний диаметр бурильных труб, м.

V_т - скорость течения бурового раствора в бурильных трубах, м/с

R_е = = 306432

Так как расчетное число Рейнольдса значительно больше 4000, считаем режим течения бурового раствора в бурильных трубах турбулентным.

5. Определяем потери давления в бурильной колонне ДР_т .

При турбулентном течении бурового раствора в бурильных трубах используют следующую формулу:

ДР_т = ****, Па (3.34)

Где: Q - подача буровых насосов, м³/с;

- коэффициент гидравлических сопротивлений;

L - длина бурильной колонны, м;

d _ввнутренний диаметр бурильных труб, м.

- плотность бурового раствора, кг/м³;

Коэффициент гидравлических сопротивлений определится из следующего выражения :

(3.35)

= = = 0,013

ДР_т = **** (3.36)

ДР_{т =} = ***1260* = 1,8 Мпа

6. Определяем потери давления в замковых соединениях бурильной колонны

Дополнительные потери напора в замковых соединениях ДР_зам (местные сопротивления) определяются по формуле:

ДР_зам = ***, Па (3.37)

Где: Q - подача буровых насосов, м³/с;

- коэффициент гидравлических сопротивлений в замковых

соединениях;

L - длина бурильной колонны, м;

- длина одной бурильной трубы, м;

принимаем = 12,5 м;

внутренний диаметр замкового соединения бурильных труб, м.

- плотность бурового раствора, кг/м³;

Коэффициент гидравлических сопротивлений в замковых

соединениях вычисляется по формуле :

= 2 (3.38)

= 2=2*0,131= 0,262

ДР_зам = = 294 647 Па = 0,29 Мпа

7. Определяем перепад давления ДР_д в насадках долота, предварительно рассчитывав эквивалентный диаметр насадки, d_нс

d_нс = , м (3.39)

Где: d₁, d₂, d₃ - диаметр каждой насадки, м; обычно d₁= d₂= d₃

d_нс

Перепад давления в насадках долота - ДР_д составит (в Па)

ДР_д = , Па (3.40)

Где: Q - подача буровых насосов, м³/с;

с_{р -} плотность бурового раствора, кг/м³;

с - коэффициент гидромониторной насадки, с = 0,95;

d_нс - эквивалентный диаметр насадки, м

ДР_д = = 14 Мпа

8. На следующем этапе вычисляем потери давления в кольцевом пространстве ДР_к по аналогии с потерями давления в бурильных трубах.



ДР_к = ****, Па (3.41)

Где: - коэффициент гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве;

Q - подача буровых насосов, м³/с;

с_{р -} плотность бурового раствора, кг/м³;

L - длина бурильной колонны, м;

D_д - диаметр долота, м;

dт - наружный диаметр бурильных труб, м;

(3.42)

Число Рейнольдса определится из следующего выражения:

R_е =(3.43)

Где: - скорость восходящего потока, м/сек;

D_д - диаметр долота, м;

dт - наружный диаметр бурильных труб, м;

з_рструктурная вязкость раствора, Па*с.

R_е = = 21 349

(3.44)



= 0,026

= 39 496 Па= 0,39 Мпа

3.6 Крепление скважины обсадными колоннами

Расчет обсадных колонн

Исходные данные. Скважина вертикальная добывающая, диаметр обсадной колонны d = 168 мм, диаметр ствола скважины D = 190,5 мм, глубина спуска колонны h = 3400 м, плотность бурового раствора с_бр= 1260 кг/м³.

Сведения о цементировании колонны: глубина до уровня цемента за колонной h_ц = 1600 м; плотность цементного раствора с_ц = 1850 кг/м³; глубина спуска промежуточной колонны h_пр= 2100 м; интервал продуктивного пласта 3300-3400 м; коэффициент аномальности пластового давления в продуктивном пласте К_а= 1,26; плотность пластового флюида

(в период ввода в эксплуатацию) с_пл = 860 кг/м³; плотность жидкости, поступающей в скважину в конце эксплуатации с_фл= 950 кг/м³; снижение уровня в колонне в конце эксплуатации h_к = 1700 м.

Сведения о проницаемом пласте: интервал положения пласта 2100 - 3300 м; коэффициент аномальности проницаемого пласта К_а = 1; индекс давления поглощения проницаемого пласта К_п = 1,5; плотность жидкости в колонне при ее испытании на герметичность с_ж = 1260 кг/м³.

Рассчитаем давления действующие на обсадную колонну снаружи.

1.Берем межколонное давление на устье скважины т.е. на уровне 0 метров. В межколонном пространстве находится буферная жидкость плотностью 1260 кг/м³.

2.На уровне подъема цементного раствора =Нскв - h_ц= 2100 - 500 = 1600 м

3.Кровля продуктивного пласта

4. Глубина спуска технической колонны

5.Подошва продуктивного горизонта

Р1 (0) =Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

_б.ж.*g*H₁ (3.45)

Находим наружное давление на устье скважины:

Р1(0) = 1100 * 9,81 * 0 = 0 Мпа.

Находим наружное давление на уровне цемента выше техничекой колонны на 500 м.

Р2 (1600) = Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

_б.ж. *g * H₂ (3.46)

Р2 (1600) = 1100 * 9,81 * 1600 = 19,7 Мпа

Находим наружное давление на кровле продуктивного пласта

Р3 (3250) = Р2 + Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

_ц.р *g *(Н₃ - h_ц) (3.47)

Р3 (3250) = 19,7 + 1850*9,81*(3250 - 1600) = 37,4 Мпа

Находим наружное давление на окончании технической колонны:

Р4 = Р2 + Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

_ц.р *g* (2100-1600) (3.48)

Р4= 19,7 + 1100 * 9,81 * (2100-1600) = 25 МПА

Находим наружное давление в продуктивном пласте

Р_пол = к_асgh (3.49)



Р_пол = 1*950*9.8*3400 = 31,6 Мпа

Расчёт внутреннего давления в колонне:

=950 кг\

Расчёт внутреннего давления производим по формуле:

Р_{внутреннее} = с_жд * g* H (3.50)

Находим внутреннее давление для каждого интервала:

Р_вн1600 = 0

Р_вн2100 = Р_{вн1600 +} Р_{вн (1600 - 2100)} (3.51)

Р_вн2100 = 0 + 950 * 9,81 * 500 = 4,6 Мпа

P_вн3250 = Р_{вн2100 +} Р_{вн (2100 - 3250)} (3.52)

P_вн3250= 4,6 + 950 * 9.81 * 1150 = 15,3 Мпа

P_вн3400= Р_{вн3250 +} Р_{вн (3250 - 3400)} (3.53)

P_вн3400 = 15,3 + 950 * 9,81 * 150 = 16,6 Мпа

Находим избыточное наружное давление для каждого интервала:

= - (3.54)

₁₆₀₀ = 19,7 - 0 = 19,7

₂₁₀₀= 25 - 4,6 = 20,4

₃₂₅₀ =37,4 - 15,3 = 22,1

₃₄₀₀ = 31,616,6 = 15

Полученные данные заносим в Эпюр.

Выбор типа обсадных труб и уплотнения

Выбор типа обсадных труб для комплектования обсадной колонны и герметизирующего материала. Поскольку некоторые показатели прочности обсадных труб (например, при расчете на растяжение) зависят от типа резьбового соединения труб, прежде чем приступить к расчету производится выбор обсадных труб. В соответствии с табл. 4 для эксплуатационных колонн диаметром до 168мм, работающих в жидкой среде при избыточном внутреннем давлении в пределах 10--30 Мпа, рекомендуются обсадные трубы с треугольной резьбой и уплотнением ФУМ или трубы с трапецеидальной резьбой типа ОТТМ. Выбираем обсадные трубы с треугольной резьбой. Треугольная резьба может быть короткой и удлиненной. Учитывая, что эксплуатационная колонна проектируется для глубокой скважины, принимаем удлиненную резьбу. Расчет 1-й секции обсадных труб

Расчет обсадной колонны ведется от ее нижнего конца. В нижней части наибольшее нагружение колонны возникает от избыточного наружного давления, поэтому оно и принимается прежде всего во внимание. Коэффициент запаса прочности на смятие в интервале продуктивного пласта принимается в пределах к₃ = 1,0--1,3 в зависимости от устойчивости коллектора. Примем к, = 1,2. Тогда критическое давление смятия обсадных труб, пригодных для комплектования нижней секции в интервале 3250--3400 м, должно быть р_кр > 1,2*31,6 = 38 Мпа.

Этому давлению смятия соответствуют трубы из стали группы прочности Д с толщиной стенки 12,1 мм, Рсм = 42,6 Мпа, внутреннее избыточное давление Р ⁼ 47,7 Мпа

Длина 1-й секции L₁ = 3400 - 3250 = 150 м.

Вес 1-й секции:



G₁=L₁*q (3.55)

G₁ = 0,415*150 = 62,2 кН . ; q₂= 0,415кН/м

Расчет 2-й секции обсадных труб:

Наружные избыточные давления составляют: глубина 3250 м - 22,1 Мпа; глубина 2100 м -20,4 Мпа. Коэффициент запаса принимается Кз=1,05.

2 секция обсадной колонны комплектуется трубами стали группы «Д» с толщиной стенки 10,6 мм при критическом давлении смятия 35,4 Мпа.

Таким образом, длина 2-й секции составит:

L₂=3250 -2100= 1150 м

Вес 2 секции колонны:

G₂=L₂*q₂ (3.56)

G₂= 1150* 0,355=408,2 кН; q₂= 0,355кН/м

Вес 2-х секций: G₁+ G₂=62,2+408,2 = 470,4 кН

Расчет 3-й секции обсадной колонны

Учитывая, что наружные избыточные давления продолжают значительно снижаться дальнейший расчет ведем исключительно по страгивающим нагрузкам. Допустимая страгивающая нагрузка Рстр для труб стали «Д» с толщиной стенки 8,9 мм составит:

Рстр.доп = Рстр / Кз (3.57)

Рстр.доп = 1127/1,15= 1296 кН

Учитывая допустимую страгивающую нагрузку и общий вес 2-х секций определим допустимый вес 3-й секции труб:

G₃= Рстр.доп-( G₁+ G₂) (3.58)



G₃=1296 -470= 826 кН

При весе 1 м труб 3-й секции равной q₃ = 0,320кН/м длина 3-й секции составит

L₃ = G₃/q₃ (3.59)

L₃= 826/0,320= 2581 м , что значительно превышает недостающую длину в 481 м.

Определим вес 3-й секции труб:

G₃ = L₃*q₃ (3.60)

G₃= 2581*0,320= 825 кН

Вес 3-х секций: ? G₃ = G₁+ G₂ + G₃ = 62,2+ 408,2 + 825= 1295кН

Технологическая оснастка обсадных колонн

Обсадную колонну составляют из труб, соединённых с помощью резьбы или сварки. Обсадные трубы должны обладать достаточной прочностью на сжатие наружного давления горных пород и промывочной жидкости, находящейся в затрубном пространстве; выдерживать нагрузку от собственного веса при спуске и подъёме и от трения о стенки скважины. Выдерживать заданное наружное и внутреннее давление, а их муфтовые соединения должны быть непроницаемыми для газа, нефти и воды. В соответствии с ГОСТом стальные бесшовные обсадные трубы и муфты к ним по точности и качеству изготавливаются в двух исполнениях - А и Б из сталей нескольких групп прочности. Под технологической оснасткой обсадной колонны подразумевают определённый набор устройств, который оборудуют колонну для обеспечения качественного спуска и центрирования в соответствии с принятой технологией .К оснастке обсадной колонны относятся: башмаки, клапаны, посадочные кольца, центраторы, скребки и турбулизаторы, а также разъединительные, подвесные и стыковочные устройства для секций и хвостовиков, муфт ступенчатого цементирования.

Башмаки предназначены для оборудования низа обсадной колонны с целью направления её по стволу скважины и защиты от повреждений при спуске. Башмак делают из стального толстостенного патрубка длиной не более 0,8 м с толщиной стенки 15-20 мм и оборудуют направляющей насадкой (пробкой) из чугуна, алюминия или бетона. В насадке предусмотрены торцовые и боковые отверстия для прохода промывочного и цементного раствора.

Обратные клапаны устанавливают над патрубком башмака. Клапан служит для предотвращения обратного движения тампонажного или бурового раствора из скважины в колонну. Он позволяет облегчить вес

спускаемой колонны, уменьшить нагрузку на талевый канат на вышку и фундамент, а также создаёт циркуляцию раствора в скважине вследствие интенсивного вытеснения его при спуске колонны. При этом повышается давление в затрубном пространстве, что может вызвать гидроразрыв пласта и поглощение тампонажного раствора. По принципу действия обратные клапаны делятся на три группы: исключающие перемещение жидкости из заколонного пространства в колонное; обеспечивающие самонаполнение обсадной колонны жидкостью при определённом перепаде давления на клапан, но исключающие обратную циркуляцию жидкости; обеспечивающие постоянное заполнение обсадной колонны и позволяющие вести её промывку методом обратной циркуляции. В зависимости от вида запорного элемента клапаны бывают тарельчатые или шаровые. Шаровые обратные клапаны наиболее герметичны. Дроссельные клапаны типа ЦКОД обеспечивают саморегулируемое заполнение колонны раствором через отверстие в дросселе.

Упорное кольцо стоп, над обратным клапаном на расстоянии 10-20 м на стыке обсадных труб устанавливают упорное кольцо «стоп» (УКС), предназначенное для посадки цементировочной пробки и получения чёткого сигнала об окончании процесса цементирования. Упорное кольцо изготавливается из серого чугуна в виде шайбы толщиной 15-20 мм с центральным отверстием, диаметр которого на 50-60 мм меньше наружного. Роль упорного кольца может исполнять шаровой обратный клапан.

Центраторы нужны для размещения обсадной колонны в скважине с целью получения последующего качественного разобщения пластов. Применяют центраторы двух видов - пружинные разборные и жёсткие неразборные. Центрирующими элементами в пружинных фонарях служат пружины-арки, а в жёстких - рёбра с различной формой сечения. Наружный диаметр центратора по пружинам должен на 50-55 мм превышать диаметр скважины. Расстояние между центраторами зависит от искривления ствола скважины и характера продуктивного пласта и обычно составляет 10-15 м.

Скребки устанавливают на обсадной колонне для разрушения глинистой корки на стенках скважины при расхаживании обсадной колонны в процессе её цементирования, а также для армирования цементного камня. Применяются два типа скребков - радиальные и гребенчатые. Первые охватывают трубу по периметру, вторые - вдоль колонны по образующей.

Турбулизаторы устанавливают на обсадной колонне для завихрения восходящего потока тампонажного раствора в затрубном пространстве при цементировании скважины. Обычно турбулизаторы размещают против границ - зон ущирений - ствола скважины, что позволяет удалить буровой раствор из застойной зоны. Турбулизаторы устанавливают на расстоянии не более 3 м друг от друга. Конструктивно турбулизаторы выполняются с металлическими или резиновыми лопастями. Лопасти, как правило, устанавливаются на корпусе турбулизатора под углом 35є.

Направление

В связи с малой глубиной спуска (20 м) перед спуском, испытанием труб на герметичность и прочность гидроопрессовкой не производится.

Перед спуском трубы проверяются:

по внутреннему диаметру - стандартным шаблоном;

по резьбовым соединениям - стандартным калибром;

по состоянию наружной поверхности тела трубы визуально.

Первая нижняя труба, снизу оборудуется колонным башмаком .

Цементирование направления производится прямым способом, через цементировочную головку. После ОЗЦ направление устанавливается на шахтовое направление и цементное кольцо хомутом.

Спуск обсадных труб производить на элеваторах с применением длинных штропов.

Соединение первых пяти труб произвести с использованием резьбового клея. Скорость спуска обсадной колонны не менее 30 сек. На 1 трубу. Во время спуска производить, долив в трубное пространство по указанию супервайзера, но не реже, чем через 10 труб. При наращивании следить за

весом колонны при подъеме, спуске и в статическом состоянии. На

забое промыть скважину до выравнивания параметров бурового раствора, но не менее 1,5 объема скважины. Зацементировать ОК согласно программы цементирования. Поскольку в данном интервале ствола каверномер проводиться не будет, необходимо планировать увеличение цементного раствора на 30% сверх расчетного объема.

Кондуктор

Спуск обсадных труб производить на элеваторах с применением длинных штропов. Свинчивание обсадных труб производить ключом. Соединение первых пяти труб закрепить на резьбовой клей. Скорость спуска обсадной колонны не менее 30 сек.на 1 трубу. Во время спуска производить долив в трубное по указанию супервайзера, но не реже, чем через 5 труб. При наращивании следить за весом колонны при подъеме, спуске и в статическом состоянии. На забое промыть скважину до выравнивания параметров бурового раствора, но не менее 2 объемов скважины.

Техническая колонна

Спуск обсадных труб производить на элеваторах с применением длинных штропов. Свинчивание обсадных труб производить ключом. Соединение первых пяти труб закрепить на резьбовой клей. Скорость спуска обсадной колонны не менее 30 сек.на 1 трубу. Во время спуска производить долив в трубное по указанию супервайзера, но не реже, чем через 5 труб. При наращивании следить за весом колонны при подъеме, спуске и в статическом состоянии. На забое промыть скважину до выравнивания параметров бурового раствора, но не менее 2 объемов скважины.

Эксплуатационная колонна

Перед спуском трубы проверяются:

по внутреннему диаметру - стандартным шаблоном, толщину стенки трубы измеряют микрометром с обоих концов трубы на расстоянии не менее 10 мм от торца в четырех расположенных по окружности точках;

по резьбовым соединениям - стандартным калибром;

по состоянию наружной поверхности тела трубы визуально.

Оснастка низа обсадной колонны: башмак с направляющей пробкой; башмачный заливочный патрубок с отверстиями; 4 - обратный клапан башмак, обратный клапан, упорное кольцо, центраторы (фонари), скребки.

Скорость спуска обсадной колонны не менее 30 сек.на 1 трубу. Во время спуска производить долив в трубное по указанию супервайзера, но не реже, чем через 5 труб. При наращивании следить за весом колонны при подъеме, спуске и в статическом состоянии. На забое промыть скважину до выравнивания параметров бурового раствора, но не менее 2 объемов скважины.

Подготовка к спуску и спуск обсадных колонн

Спуск обсадных колонн в совокупности производственных операций составляет первую и наиболее трудоемкую часть процесса крепления скважины.

До спуска обсадной колонны необходимо произвести следующий комплекс подготовительных работ:

1. произвести проверку расчетом на прочность колонны;

2. составить план крепления;

3. произвести геофизические исследования в скважине для выявления зон сужения, кавернообразования, обвалов с целью установления объема и технологии подготовительных работ и определения мест установки центраторов;

4. произвести подготовку обсадных труб (визуальный осмотр, проверка овальности жесткими двойными шаблонами, маркировка и опрессовка 426, 324, 245, 168 и 114 мм осадных труб, с укладкой их на стеллаж в порядке спуска в скважину), привезти специальную смазку для обеспечения герметичности резьбовых соединений при наиболее высоких температурах, возможных в скважине;

5. произвести проверку состояния бурового оборудования и инструмента, соответствие грузоподъемности вышки и талевой системы весу подлежащему спуску колонны, произвести подготовку ствола скважины.

Проработка скважины должна быть произведена тем же способом и с аналогичной компоновкой низа бурильной колонны, которая применялась для последнего интервала скважины. Скважину проработать при непрерывной и равномерной подаче долота с механической скоростью не превышающей 40 м/ч и режимом промывки обеспечивающим такую же скорость восходящего потока бурового раствора, что и при бурении данного интервала. Если наблюдаются посадки или затяжки, ствол прорабатывают повторно с несколько меньшей скоростью.

Перед подъемом бурильных труб, после проработки скважины, буровой раствор должен по всем параметрам соответствовать геолого-техническим условиям пробуренного интервала скважины под обсадную колонну и очищен от шлама. Общее время, последней, непрерывной промывки должно быть не менее двух циклов циркуляции.

При подъеме бурильной колонны после проработки измеряют ее длину и уточняют длину скважины. Подъем бурильной колонны должен сопровождаться непрерывным заполнением скважины качественным буровым раствором. Спуск обсадной колонны производится под руководством специально назначенного инженерно-технического работника.

Обсадные трубы 426, 324 и 245 мм должны спускаться с применением клиновых захватов, а 168 и 114 мм с применением клиньев ПКР. Обсадные трубы в процессе спуска повторно шаблонируются. Обсадная колонна должна спускаться плавно. При спуске обсадной колонны необходимо производить восстановление циркуляции или промежуточные промывки ствола скважины, периодичность которых устанавливается для каждой конкретной колонны. Резьбовое соединение считается удовлетворительно свинченным, если торец муфты будет совпадать с последней риской на трубе. Допустимые при этом отклонения составляют 2 нитки резьбы.

Не допускается обварка неудовлетворительно свинченных резьб для усиления резьбового соединения, так как это не всегда обеспечивает его необходимую прочность и вызывает рассоединение труб в скважине. Резьбовое соединение труб в обязательном порядке необходимо докрепить машинными ключами с контролем усилий свинчивания манометром. Наращиваемую обсадную трубу с введенным концом в муфту вначале следует вращать на весу, а затем плавно подавать вниз, контролируя правильность свинчивания витков.

3.7 Цементирование обсадных колонн

Цель цементирования обсадной колонны -- получение прочного, концентрично расположенного в затрубном пространстве кольца цементного камня, надежно изолирующего вскрытые скважиной поглощающие, газо-, водо-, нефтепроявляющие горизонты.

Выбор способа цементирования

С учетом указанных условий предусматриваются следующие способы цементирования обсадных колонн:

направление 428 мм цементируется прямым способом в один прием. Подъем цемента до устья.

кондуктор 340 мм цементируется в один прием. Подъем цемента до устья.

техническая колонна 245 мм спускается в один прием.

эксплуатационная колонна 168 мм спускается в один прием.

Цементирование одноступенчатое производится в один прием

После окончания спуска обсадных колонн скважина должна быть промыта до полного выравнивания параметров промывочной жидкости, величина параметров должна быть в соответствии с параметрами в ГТН.

Запрещается цементирование обсадной колонны при наличии в скважине нефтегазопроявления. Если при цементировании эксплуатационной колонны возникнут признаки нефтегазопроявления, то процесс цементирования стоит продолжать с регулированием противодавления в затрубном пространстве с помощью превентора.

В период закачки тампонажного раствора в скважину, ОЗЦ разгружать обсадную колонну на забой категорически запрещается.

При подъеме тампонажного раствора до устья обсадная колонна должна быть отцентрирована по отношению в вертикальной оси проходного отверстия ротора.

При цементировании и ОЗЦ колонна удерживается спайдером на столе ротора. Избыточное давление срезки штифтов, удерживающих спецпоршни цементировочных муфт должно быть в пределах 3 - 4 Мпа

Оценку качества цементирования обсадных колонн предусматривается производить геофизическими методами и гидравлическим испытанием на герметичность обсадной колонны и затрубного пространства.

Геофизическим методом определяется высота подъема тампонажного раствора за колонной, степень заполнения затрубного пространства тампонажным материалом и характер контактных связей твердеющего материала с окружающей средой в затрубном пространстве.

Выбор тампонажного материала

Для цементирования обсадных колонн применяют цементные растворы, приготовляемые из тампонажных цементов и воды. При размешивании тампонажного цемента с водой получают жидкую и легкотекучую массу.

Выбор тампонажных материалов для цементирования обсадных колонн обуславливается литофациальной характеристикой разреза.

Выбор тампонажных материалов и схемы ликвидационного тампонажа зависит от применяемого способа добычи полезных ископаемых, типа скважин, их конструкций, горно-геологических и гидрогеологических условий отработки месторождений. На выбор тампонажных материалов при прочих равных условиях определяется в основном физико-химическими

условиями в скважине, которые в процессе проводки и эксплуатации изменяются в широких пределах по степени воздействия на тампонажные раствор и камень.

После выбора тампонажного материала и необходимой плотности раствора рц производят подбор его рецептуры с использованием тех же химических реагентов и воды затворения, которые будут использоваться при креплении скважин.

После выбора тампонажного материала и требуемой плотности раствора Рр определяют его рецептуру.

После выбора тампонажного материала и необходимой плотности тампонажного раствора Т р проводят лабораторное испытание и подбор рецептуры раствора.

После выбора тампонажного материала и необходимой плотности тампонажного раствора рц производят подбор рецептуры его: затворения с использованием воды и тех же химических реагентов, которые будут использованы при креплении скважины.

Принципы выбора тампонажных материалов должны учитывать агрегатное состояние сероводорода ( газообразный или растворенный), так как механизм поражения камня при этом различен.

После выбора тампонажного материала и необходимой плотности раствора Рц подбирают его рецептуру с использованием тех же химических реагентов и воды затворения, которые будут использоваться при креплении скважин.

К выбору тампонажного материала предъявляются определенные требования, основными из которых являются следующие: устойчивость тампонажных материалов к агрессивным растворам, находящимся в продуктивном пласте или смежных водоносных горизонтах; надежное сцепление тампонажных растворов с горными породами стенок скважин или материалом труб обсадных или эксплуатационных колонн, в случае если они остаются в скважине; устойчивость физико-механических свойств тампонажных материалов в течение длительного времени; тампонажный раствор не должен разбавляться с пластовой водой или скважинкой жидкостью.

При выборе тампонажных материалов и реагентов предпочтение отдается тем, которые обеспечивают время между началом и концом схватывания.

Расчет цементирования скважины

1. В соответствии с рекомендациями, задаемся высотой столба буферной жидкости h_б=220 м;

В качестве буферной жидкости принимаем водный раствор солей NaCl, плотностью 1100 кг/м³;

Коэффициент аномальности в интервале продуктивного горизонта Ка=1,26

2. Определяем высоту столба буферного и цементного растворов за колонной:



H_р = Нскв - (Нц + h_б) (3.61)

H_р = 3400 - (1800+220) = 1380 м

3. Находим требуемый объем цементного раствора:

V_ц = р/4 [Кк*(D² - d²)*Нц + d₁ ²*h] (3.62)

V_ц = 3,14/4*[1,15*(0,188²-0,168²)*1800 +0,144²*20]=47,1 м³

Где: Кк - коэффициент заполнения каверн, Кк= 1,15; (обычно Кк изменяется от 1,1 до 2,5);

D - диаметр скважины, D 188 мм;

dнаружный диаметр обсадных труб, d= 168 мм;

d₁внутренний диаметр обсадных труб, d₁= 144 мм;

Нц - высота подъема цементного раствора за колонной, Нц=1800 м

h - высота цементного стакана, м, h=20 м;

4.Расчет количества сухого цемента для приготовления раствора

* (3.63)

*= 58404= 58,4 т

Где: V_ц - объем цементного раствора, м³;

с_ц - плотность цементного раствора, с_ц = 1860 м³;

т - водоцементное отношение, т - 0,5;

Расчет количества сухого цемента, которое необходимо заготовить с учетом потерь при затворе цементного раствора

(3.64)



Где: -коэффициент учитывающий потери при затворе цементного раствора =1,05.

=61,3 т

5. Расчет необходимого количества воды для приготовления 61,3 т цементного раствора 50%-ой консистенции.

; (3.65)

=

Расчет потребного количества продувочного раствора

*(H-h) +V_M (3.66)

1,04 * (3400 - 20) + 0,8 = 58 м³

Где: Д - коэффициент сжимаемости бурового раствора, Д = 1,04;

V_M - вместимость манифольда, V_M = 0,8 м³;

h - высота цементного стакана, м, h=20 м;

d₁внутренний диаметр обсадных труб, d₁= 144 мм;

Нскв - глубина спуска обсадной колонны, м, Нскв = 3400 м;

6.Определяем максимальное давление перед посадкой верхней пробки на упорное кольцо по формуле:

Рмах = Р₁ + Р₂ Мпа (3.67)

Где: Р₁ - давление, необходимое для преодоления сопротивления, обусловленного разностями плотностей жидкости в трубах и затрубном пространстве;

Р₂ - давление, необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений,

Р₁ = g*[(Нц - h)*( с_ц - р_р)] (3.68)

Р₁ = 9,81*[(1800 - 20)*(1860 - 1260)] = 10,466,00Па = 10,4 Мпа

где р_р - плотность бурового раствора, р_р = 1260 кг/м³;

с_ц - плотность цементного раствора, с_ц = 1860 кг/м³;

h - высота цементного стакана, м, h=20 м;

Нц - высота подъема цементного раствора за колонной, Нц= 1800 м

g - ускорение свободного падения, g = 9,81 м/с²;

Величину Р₂ обычно находят по эмпирическим формулам. Наиболее распространенной является формула Шищенко - Бакланова,

Р₂= 0,001Н+0,8, Мпа (при глубине скважины до 1500 м);

Р₂= 0,001Н + 1,6, Мпа (при глубине скважины более 1500 м).

Для нашего примера:

Р₂ = 0,001Н + 1,6= 0,001*3400 + 1,6 = 5 Мпа

Окончательно Рмах = Р₁ + Р₂ = 10,4+ 5= 15,4 Мпа.

7.Находим число цементировочных агрегатов из условия обеспечения определенной скорости течения (скорости восходящего потока) цементного раствора в кольцевом пространстве Vв.п.

Принимаем Vв.п.= 1,8 м/с, вспомнив уравнение неразрывности потока, находим требуемую подачу цементировочных агрегатов для обеспечения этой скорости:

Q = F₃ *Vв.п., м³/с. (3.69)

Где: F₃площадь затрубного пространства, м²,

Q - необходимая подача цементного раствора, м³/с



F₃ = р/4* Кк*(D² - d²) (3.70)

F₃= 3,14/4*1,15*(- 0,168²) = 0,064 м²

Где: Кк - коэффициент заполнения каверн, Кк= 1,15;

D - диаметр скважины, м;

dнаружный диаметр обсадных труб, d= 168 мм;

Q = F₃ *Vв.п (3.71)

Q = 0,064*1,8= 0,011 м³/с. = 11 дм³/с.

Так как продавка цементного раствора почти всегда начинается на высшей скорости (как правило, IV или III), то количество агрегатов из условия обеспечения необходимой подачи цементного раствора Q = 16,08 л/с рассчитываем по следующей формуле:

...