Наклонно-направленное и горизонтальное бурение с применением комплекса PowerDrive

Длина 4-й секции: l₄ = L₃ - L₄ = 2430 - 2360 = 70 м. Внутреннее давление на глубине L₄=2360 м (рис 6.1.4.4)

= 6,7 мПа => >1,15 => допустимо.

.

Q₄ = q₄·l₄ = 0,383 · 70 = 26,8 кН.

Вес четырех секций Q₄ = 42,1 + 214,4+280,3+ 26,8 = 563,6 кН, [P]?Q. (1852,4 > 563,6)

Для 6-й секции принимаем трубы: группа прочности Д, д = 9,2 мм; Р_кр6 = 25,9 МПа; Р_Т6 = 34,3 МПа; q₆= 0,383 кН/м; Р_стр6=1842 кН. Эти трубы могут быть установлены на глубине L₅=1950 м (см. по эпюре, рис 6.1.4.3).

Длина 5-й секции: l₅ = L₄ - L₅ = 2360 - 1950 = 410 м. Внутреннее давление на глубине L₅ = 1950 м (рис 6.1.4.4)

= 13,1 мПа => >1,15 => допустимо.

.

Q₅ = q₅·l₅ = 0,428 · 410 = 175,5 кН.

Вес пяти секций ₅Q= 42,1 + 214,4+280,3 + 26,8 +175,5 = 739,1 кН, [P]?Q. (1433,1 > 739,1)

Для 7-й секции принимаем трубы: группа прочности Д, д = 8,1 мм; Р_кр7 = 20,3 МПа; Р_Т7 = 30,3мПа; q₇=0,339 кН/м; Р_стр7 =1628 кН. Эти трубы могут быть установлены на глубине L₆=1510м (см. по эпюре, рис 6.1.4.3).

Длина труб 6-й секции: l₆ = L₅ - L₆ = 1950-1510 = 440м;

Q₆ = q₆ · l₆ = 0,383·440 = 168,5 кН;

=15,5 МПа на глубине L₅; (>1,15).

У₆Q = У₅Q+Q₆= 739,1 + 168,5 = 907,6 кН, [P]?Q

Длину седьмой секции определяем с учетом растяжения.

; так как [P]Q, то следует для 7-й секции принять трубы: группа прочности Д, д = 10,4 мм; Р_кр7 = 30 МПа; Р_Т7 = 39,5 МПа; q₇=0,39 кН/м; Р_стр7 =1240 кН, а длину 6-й секции рассчитать с учетом растяжения

,

[P]?Q.

Таким образом

l₆ = 653 м; Q₆ = q₆ · l₆ = 0,353 · 653 = 230,51 кН; =13,6 МПа на глубине L₆ = L₅-l₆= 1227 м

Избыточное внутреннее давление на уровне верхней трубы 6-й секции на глубине L₆ =1227м по эпюре (рис 6.1.4.4) равно 15,5 МПа

(>1,15).

У₆Q = У₅Q + Q₆= 615,5 + 230,51 = 846,01 кН.

;

Избыточное внутреннее давление на уровне верхней трубы 7-й секции на глубине L₇= L₆ - l₇= 1227 - 276 = 951м по эпюре (рис 6.1.4.4) равно 17,4 МПа

(>1,15).

Q₇ = q₇ · l₇ = 0,39 ·276 = 107,64 кН;

У₇Q=У₆Q + Q₇= 846,01 + 107,64 = 953,65 кН.

Для 8-й секции принимаем трубы группы Д, д = 12 мм; Р_кр8 = 39,5 МПа; Р_Т8= 47,4 МПа; q₈= 0,466 кН/м; Р_стр8 = 1520 кН.

;

Избыточное внутреннее давление на уровне верхней трубы 8-й секции на глубине L₈= L₇-l₈= 951-462 = 489 м по эпюре (рис 6.1.4.4) равно 21,6 МПа

(>1,15).

Q₈ = q₈ · l₈ = 0,466 ·462 = 215,3 кН;

У₈Q=У₇Q + Q₈= 953,65 + 215,3 = 1168,94 кН.

Для 9-й секции принимаем трубы: группа прочности К; д = 12 мм; Р_кр9= 50,3 МПа; Р_Т9= 62,4 МПа; q₉ = 0,462. Р_стр9=2000 кН.

;

Принимаем длину 9-й секции

L₉ = 3356,6 - 74 - 322,6 - 380 - 330 - 370 - 653 - 276 - 462 = 489 м.

Q₉ = q₉ · l₉ = 0,462 ·489 = 225,92 кН;

Общий вес колонны

Q = У₈Q + Q₉= 1168,94 + 225,92 = 1394,86 кН.

Таблица 6.1.4.1 - Конструкция эксплуатационной колонны Ш178 м

Номер секции	Толщина стенки трубы, мм	Группа прочности	Длина секции, м	Вес секции, кН
1	12,7	Е	82	42,1
2	10,4	Л	501	214,4
3	10,4	Е	655	280,3
4	9,2	Д	70	26,8
5	10,4	Д	410	175,5
6	10,4	Д	653	230,51
7	10,4	Е	276	107,64
8	12,7	Д	462	215,3
9	12,7	Е	559	225,92
Всего			3668	1394,86

Счет секций ведется снизу вверх.

6.1.5 Расчет хвостовика 114 мм

Исходя из выбранной конструкции скважины проектом предусматривается часть хвостовика, устанавливаемую в интервале продуктивного горизонта (горизонтальный участок) выполнить из перфорированных фильтров. «Верхняя» же часть хвостовика устанавливаемая в предыдущей обсадной колонне выполняется из обычных обсадных труб.

Длину хвостовика определим с учетом рекомендаций «Для крепления горизонтальных скважин длину хвостовика следует выбирать такой, чтобы его верхняя часть заходила в вертикальный участок скважины на 15-20 м».

Длину «нижней» секции определим с учетом необходимости расположения герметизирующего устройства в предыдущей обсадной колонне, с этой целью длину нижней секции целесообразно увеличить на 20-25 м.

Таким образом, длина нижней секции L_н = L_г +20

где L_г - длина горизонтального участка (393,4 м)

L_н = 393,4 + 20 = 413,4 м;

длина верхней секции L_в = l_н = 249,1 м

l_н - длина направляющей части профиля (249,1 м)

общая длина хвостовика составит L_х = 413,4 + 249,1 = 662,5 м

Учитывая то, что проектируемая скважина является газовой, проектом предусматривается для компоновки хвостовика применить обсадные трубы ОТТГ-114 из стали группы прочности Д, с толщиной стенки 7 мм для нижней секции перфорированные, для верхней соответственно сплошные.

Так как в интервале продуктивного горизонта проектируется установить фильтровую секцию хвостовика, то выполняем только проверочный расчет на страгивающие нагрузки.

Исходные данные:

Длина хвостовика L_х = 662,5 м;

Характеристика труб ОТТГ-114

группа прочности Д; д = 7 мм; q₉ = 16 кг; Р_стр=55 т

коэффициент запаса прочности для резьбового соединения n = 1,8

Q [Р],

где Q - вес колонны, т

10,6 30

условие выполнено.

6.2 Технологическая оснастка обсадных колонн

Для обеспечения качественного спуска и цементирования обсадных колонн предусматривается оснастка обсадных колонн следующим набором специальных устройств:

Колонные башмаки предназначены для оборудования низа обсадных

колонн с целью направления их по стволу скважины и защиты от повреждений при спуске

БК 426 - I шт (вес 145 кг);

БК 324 - I шт (вес 85 кг);

БК 245 - I шт (вес 60 кг);

БК 178 - I шт (вес 28 кг);

Цементировочные обратные клапаны для предотвращения поступления

тампонажного раствора из кольцевого пространства скважины в колонну по окончании цементирования.

ЦКОД - 324-2 - I шт (вес 77 кг);

ЦКОД - 245-2 - I шт (вес 57 кг);

ЦКОД - 178-1 - I шт (вес 25 кг);

3. Кольцо “стоп” предназначено для получения четкого сигнала об окончании продавливания тампонажного раствора при цементировании скважины.

324 мм - I шт (вес 3,9 кг);

245 мм - I шт (вес 2,48 кг);

178 мм - I шт (вес 1,58 кг).

4. Центраторы пружинные предназначены для обеспечения концентричного

размещения обсадной колонны в скважине, для создания вокруг колонны равномерной толщины цементную оболочку и изолировать друг от друга все проницаемые породы

ЦЦ - 324/394 18 шт (вес одного 36 кг);

ЦЦ - 245/295-320-1 24 шт (вес одного 17 кг);

ЦЦ - 178/216-245-1 32 шт (вес одного 11 кг);

Количество центраторов и место их установки на колонне определяется по данным кавернометрии ствола скважины и с учетом накопленного опыта.

5. Муфта ступенчатого цементирования эксплуатационной обсадной колонны МСЦ1 - 245 , вес 75 кг.

6. Колонная головка ОКК3 - 350-324245178.

7. Разделительные цементировочные пробки типа ПП (верхняя) для разобщения тампонажного раствора от бурового и продавочной жидкости.

ПП - 245 1 шт (вес 15кг);

8. Цементировочные головки типа ГУЦ для обвязки устья скважины

ГУЦ - 140-178*400;

ГУЦ - 324-340*100;

9. Уплотнители резьбовых соединений

лента ФУМ;

смазка Р-402, Р-416.

6.3 Подготовка ствола скважины 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:

а) произвести проверку расчетом на прочность колонны;

б) составить план крепления;

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

г) произвести подготовку обсадных труб (визуальный осмотр, проверка овальности жесткими двойными шаблонами, маркировка и опрессовка 426, 324, 245, 178мм 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;

д) 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, 178 мм должны спускаться с применением клиновых захватов. 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.

Направление диаметром 426 мм

В связи с малой глубиной спуска (28 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 типа БК-426. Колонный башмак и трубы дополнительно крепятся по резьбовым соединениям прерывистым электросварочным швом.

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

Кондуктор диаметром 324 мм

Глубина спуска колонны - 258 м, обсадные трубы проверяются на герметичность гидроопрессовкой, давлением Р_ОП =75 кгс/см² . Кроме этого перед спуском трубы проверяются:

по внутреннему диаметру - стандартным шаблоном с наружным диаметром 300 или 304 мм; - по резьбовым соединениям - стандартным калибром;

- по состоянию наружной поверхности тела трубы - визуально.

На первой нижней трубе снизу наворачивается колонный башмак типа БК-324 мм. В муфте первой трубы устанавливается кольцо стоп. Резьбовые соединения колонного башмака и пяти первых труб дополнительно крепятся прерывистым электросварочным швом.

Цементирование кондуктора производится прямым способом, через цементировочную головку ГУЦ-324*50. После ОЗЦ, ОЦК и опрессовки на герметичность кондуктор устанавливается на нижнюю часть колонной головке

ОКК3 - 350-324245168.

Техническая колонна диаметром 245 мм

Глубина спуска колонны - 1308 м, обсадные трубы проверяются на герметичность гидроопрессовкой, давлением Р_ОП =277 кгс/см² . Кроме этого перед спуском трубы проверяются:

- по внутреннему диаметру - стандартным шаблоном для труб с толщиной стенки 7-9 мм с наружным диаметром 225 мм, для труб с толщиной стенки 10 мм с наружным диаметром 233 мм;

- по состоянию наружной поверхности тела трубы - визуально.

На первой нижней трубе снизу наворачивается колонный башмак типа БК-245 мм. В муфте первой трубы устанавливается кольцо стоп. Резьбовые соединения колонного башмака и пяти первых труб дополнительно крепятся прерывистым электросварочным швом.

Цементирование колонны производится прямым способом, через цементировочную головку ГУЦ-245*100 с установкой в нее цементировочной пробкой типа ПП-245*295. После ОЗЦ, ОЦК и опрессовки на герметичность верхней ступени колонна устанавливается на колонной головке ОКК3 - 350-324245178.

178-ая колонна иностранного производства, завод изготовитель гарантирует качество изготовления, поэтому проводить опрессовку нет необходимости. Согласно требованию заказчика, цементирование данной колонны будет проводить компания Шлюмберже. Необходимо только:

· Осмотреть резьбу, муфты, а также поверхность тела трубы и заплечиков. Все трубы с поврежденной резьбой должны быть четко помечены и храниться отдельно.

· Замерить и пронумеровать каждую трубу.

· Выполнить шаблонировку всех труб с помощью шаблона 153,9 мм стандарта АНИ.

· Компоновка низа обсадной колонны будет состоять из 3 труб, ее монтаж будет выполняться в следующем порядке:

· Выполнить монтаж башмака и привернуть его к низу первой трубы замеренной обсадной колонны с использованием резьбового герметика.

· Выполнить монтаж муфты с ЦКОД и привернуть ее к низу третьей трубы замеренной обсадной колонны с использованием резьбового герметика.

· Предварительно установить на подсвечнике максимально возможное количество требуемых центраторов.

Установить сплошные алюминиевые нефиксированные центраторы типа "spirolizer" между муфтами обсадной колонны в следующем порядке:

· по 2 шт. на башмачной трубе

· по 1 шт. на каждой трубе в секции из 198 труб (2 трубы - внутри обсадной колонны диам. 245 мм)

· по 1 шт. на каждой из 3 труб ниже устья скважины.

Примечание: Перед цементной заливкой обсадной колонны специализированная компания по цементированию должна провести модельные расчеты с целью определения оптимального расположения центраторов и центрирования обсадной колонны во время ее цементирования.

· Обеспечить наличие герметика по стандарту АНИ для всех резьбовых соединений обсадной колонны.

· Регулировать скорость спуска, которая должна составлять 1 трубу в минуту во избежание больших скачков давления (для контроля за поглощением специалистам ГТК контролировать пульсацию давления и вытеснение раствора).

· Заполнять обсадную колонну буровым раствором при спуске через каждые пять труб, используя доливное устройство.

· Контролировать вес колонны при подъеме и спуске, а также ее вес в ненагруженном состоянии. Вести учет всех затяжек и посадок.

· При возникновении сопротивления немедленно начать циркуляцию. Медленно расхаживать колонну, но при этом постоянно следить за затяжками и посадками.

· Избегать резкого опускания направляющей колонны в шламовые пробки, выполнять легкое расхаживание колонны в случае появления препятствий при ее прохождении и выполнять ее частое расхаживание для изменения режима циркуляции.

· При спуске обсадной колонны осуществлять постоянный контроль за весом колонны и вытеснением раствора (этим занимается бурильщик, специалисты ГТК и супервайзер).

· При спуске колонны до башмака 245 мм произвести замену оборудования для спуска колонн на то, которое рассчитано на 350 т.

1. Восстановить циркуляцию с помощью доливного устройства при спуске низа обсадной колонны 178 до глубины установки башмака колонны (245 мм).

2. Продолжить спуск колоны в скважину. Промыть последние 5 труб до забоя.

3. Выполнять промывку ствола при малом расходе, посадить колонну на нужной глубине, оставив 3 м на зумпф. Проверить подгонку длины колонны, убедившись в отсутствии муфт обсадной колонны на глубине установки устьевого оборудования.

4. Прокачать минимум 120% емкости обсадной колонны (± 85,3 м³).

· Постепенно довести подачу насоса до необходимого уровня, обеспечивающего продавку цемента при заливке цементного раствора, контролируя возможное поглощение.

· Выполнить циркуляцию и обработку бурового раствора, обеспечив его оптимальные параметры, необходимые для цементирования обсадной колонны.

5. Провести инструктаж перед началом работ с участием всего персонала, участвующего в цементировании, обеспечив четкое понимание им своих обязанностей

6. Собрать цементировочную головку. Смонтировать цементировочные линии и провести их опрессовку.

Наземная обвязка должна обеспечивать поступление раствора в обсадную колонну с помощью цементировочного агрегата или насосов бурового раствора при отсутствии необходимости разборки линий.

7. При помощи цементировочного агрегата закачать 9,5 м³ буферной жидкости Mudpush II.

8. Сбросить нижнюю пробку и зацементировать обсадную колонну согласно плану цементирования компании «Шлюмберже» (одна ступень, облегченный цементный раствор LiteCrete, плотность - уд. вес 1,2).

9. Отпустить верхнюю пробку. Промыть цементировочные линии и обнулить счетчики ходов поршня всех насосов.

10. Выполнить продавку цементного раствора буровым с помощью буровых насосов.

· Контролировать поглощение во время продавки. В случае поглощения соответственно снизить скорость продавки.

· Проверить расход в межтрубном пространстве во время опрессовки.

· Обеспечить регистрацию показаний давления опрессовки на самописце.

11. Стравить давление и проверить наличие обратной циркуляции на цементировочный агрегат. Замерить объем выхода обратной циркуляции. В случае негерметичности клапанов выполнить повторную посадку пробки на стопорное кольцо и еще раз проверить объем. Если клапан по-прежнему не держит, закачать объем выхода обратной циркуляции и закрыть цементировочную головку, поддерживая давление посадки пробки.

12. ОЗЦ до затвердевания образцов цемента.

13. Выполнить демонтаж ПВО, буровой и фланцевой катушек. Поднять их на 1 м над колонной головкой 279 мм и подвесить превентор с помощью предохранительных цепей.

14. Под площадку буровой краном подать трубную головку. Уплотнения на трубной головке обязательно должны быть установлены в соответствии с инструкциями завода-изготовителя.

15. Промыть корпус головки обсадной колонны.

· Установить подвеску обсадной колонны и первичное уплотнение. Обработать корпус подвески консистентной смазкой.

16. Создать натяжение и посадить обсадную колонну при нагрузке, превышающей ее вес на 40 т.

17. Сделать примерный вырез в обсадной колонне 178 мм на ± 200 мм выше верхнего среза фланца колонной головки. Снять патрубок обсадной колонны.

18. Сделать окончательный вырез в обсадной колонне 178 мм на ± 140 мм выше верха фланца колонной головки. Зашлифовать кромку патрубка обсадной колонны и снять с нее фаску.

19. Промыть верх колонной головки и продуть насухо воздухом. Заполнить яму для устьевого оборудования чистой испытательной жидкостью.

20. Установить новую кольцевую прокладку R57.

21. Отрегулировать положение подвесной головки НКТ и выполнить ее посадку в монтажном положении. Установить шпильки и гайки, как указано в руководстве по монтажу устьевого оборудования, с постепенным увеличением момента их затяжки.

22. Испытать первичные и вторичные уплотнения через контрольные отверстия при давлении 27,6 МПа в течение 10 минут. Обеспечить соблюдение инструкций изготовителя по испытаниям, а также наличие соответствующего испытательного оборудования.

23. Смонтировать переходную катушку (7 1/16"-5000-P46 x 230-35, ГОСТ-28919-91), превентор 230 мм и линии обвязки.

Обеспечить монтаж новой кольцевой прокладка из нержавеющей стали между переходной катушкой и колонной головкой.

24. Установить опрессовочный пакер 178 мм. Спустить и установить его на первой от устья трубе обсадной колонны.

25. Выполнить полную опрессовку превентора, как указано в Плане опрессовки превенторов.

· При проведении опрессовки клапан колонной головки должен быть открыт, следить за наличием признаков разгерметизации на участке за опрессовочной пробкой.

· Проверить работоспособность систем управления превенторов и пультов дистанционного управления.

· Отчет об испытании превенторов должен содержать результаты испытаний при низких и высоких давлениях. Все показания давления испытаний должны отображаться на диаграммах давления / времени.

26. Проверить зарядку аккумуляторных баллонов и выполнить испытание аккумуляторов.

· Один экземпляр отчета об испытаниях превентора и аккумулятора должен быть отправлен в УБР компании в Иркутске.

· Экземпляр отчета об испытании превентора должен быть подписан и утвержден представителем военизированной противофонтанной части до начала разбуривания башмака обсадной колонны 7" (178 мм). Во избежание задержки в работе обеспечить предварительное уведомление об этом соответствующих органов.

27. Извлечь опрессовочный пакер.

7. Цементирование скважины

Технология цементирования обсадных колонн определяется их типоразмером, конкретными геолого-техническими условиями проводки скважины, ее назначением, уровнем технической оснащенности, цементировочным оборудованием.

С учетом указанных условий предусматриваются следующие способы цементирования обсадных колонн:

- направление 426 мм спускается в один прием. Подъем цемента до устья.

- кондуктор 324 мм спускается в один прием. Подъем цемента до устья. Цементируется облегченной тампонажной смесью.

- техническая колонна 245 мм спускается в один приём. Цементирование производится в два приёма с применением облегченных тампонажных смесей.

- эксплуатационная колонна 178 мм спускается в один прием. Цементирование производится в две ступени. Муфта ступенчатого цементирования устанавливается на глубине 1800 м. Подъем цемента до устья. Цементирование с применением облегченных тампонажных смесей.

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.

После цементирования и открытия промывочных отверстий в МСЦ скважина промывается в течение двух циклов. Избыточное давление срезки штифтов, удерживающих спецпоршни цементировочных муфт должно быть в пределах 30-40 кгс/см².

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.

В общем случае основными факторами для выбора тампонажного материла являются температура в скважине, давление гидроразрыва пород, а также наличие нефте- газоносных и соленасыщенных пластов.

Плотность тампонажного раствора должна удовлетворять условию _р+0,2 _ц k_гр, где:

k_гр - градиент давления гидроразрыва, _ц - плотность тампонажного раствора, _р - плотность бурового раствора.

После окончания спуска обсадных колонн скважина должна быть промыта - до полного выравнивания параметров промывочной жидкости величина параметров должна быть в соответствии с параметрами ГТН или в соответствии с параметрами, указанными в плане работ по креплению скважин.

Все нагнетательные линии от агрегатов к цементировочной головке до начала цементирования должны быть спрессованы на давление в 1.5 раза превышающее максимальное расчетное давление, ожидаемое в конце продавки.

Для обеспечения постоянства параметров тампонажных растворов при закачке их в скважину следует применять осреднительные емкости.

Постоянно, при цементировании учитывать текущий и суммарный объем закаченных в скважину жидкостей по тарированным емкостям цементировочных агрегатов.

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

Для предотвращения поглощения тампонажного раствора предусматривается регулирование сроков схватывания таким образом, чтобы время цементирования составляло 75% от сроков начала схватывания. В качестве ускорителя схватывания используется кальцинированная сода. В случае необходимости увеличения сроков схватывания в качестве замедлителя используется карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ). Концентрация реагентов подбирается лабораторным путем и в проекте не указывается.

Плотность продавочной жидкости и жидкости при испытании колонны на герметичность принимается такой, какой заполнен ствол скважины к моменту спуска обсадной колонны.

7.1 Расчет цементирования направления 426 мм

Проектные данные:

Диаметр долота, D_d=0,490 м

Наружный диаметр обсадной колонны, d_н=0,426 м

Внутренний диаметр обсадной колонны, d_вн=0,406 м

Удельный вес тампонажного раствора, г/см³, =1,8.

Удельный вес промывочной жидкости, г/см³, =1,12.

Водоцементное отношение, m=0,5

Высота подъема цементного раствора, м, H=28.

Высота цементного стакана, м, h_ст=10.

Коэффициент потерь цемента, k_ц=1,05.

Коэффициент кавернозности, k=1,1.

Удельный вес воды, с_в=1 г/см³

Необходимое количество тампонажного раствора для цементирования обсадной колонны определяется по формуле:

где k_р=1,1 - коэффициент резерва

D=0,490 - диаметр скважины, м

d_н=0,426 - наружный диаметр обсадных труб, м

d_в=0,406 - внутренний диаметр труб обсадной колонны, м

H_ц=28 - интервал цементирования, м

h_цс=10 - высота цементного стакана, оставляемого в колонне, м

Количество сухой тампонажной смеси, необходимое для приготовления заданного объема тампонажного раствора:

где k_ц=1,05 - коэффициент учитывающий потери цемента при погрузочно-разгрузочных работах

m=0,5 - соотношение вода : смесь

_ц=1,8 - плотность тампонажного раствора, т/м³

Необходимое количество жидкости затворения:

где k_в=1,1 - коэффициент, учитывающий потери воды при выполнении операций цементирования

Объем продавочной жидкости:

Цементирование производится с помощью цементосмесительной машины СМН - 20 и одного цементировочного агрегата ЦА-320.

Гидравлический расчет

Для успешного выполнения цементирования должны выполняться следующие условия :

(1), (2) , (3)

где Р₁, [Р₁] - соответственно расчетное и допустимое давления на цементировочной головке (для цементировочной головки ГУЦ 426х50 [Р₁] = 5 МПа)

Р₂, [Р₂] - соответственно расчетное и допустимое давления на насосах цементировочных агрегатов (для ЦА-320М [Р₂] = 32 МПа)

Р₃, [Р₃] - соответственно расчетное давление на забое скважины и давление гидроразрыва пород ([Р₃] =0.745 МПа)

Давление на цементировочной головке в конечный момент цементирования:

, где:

_ц=1800 - плотность тампонажного раствора, кг/м³

_р=1120 - плотность бурового раствора, кг/м³

- давление необходимое на преодоление гидравлических сопротивлений, МПа

- гидравлические сопротивления в момент окончания продавливания продавочной жидкости в затрубном пространстве, МПа

Q - подача насосов (в конечный момент продавливания Q=Q_min=0,003 м³/с [])

условие (1) соблюдается.

Давление на цементировочном агрегате: , следовательно условие (2) также соблюдается

Давление на забое в конечный момент цементирования:

, условие (3) принимается

Подача насосов при продавливании тампонажного раствора (для обеспечения скорости восходящего потока в кольцевом пространстве 0.5м/с) определится по формуле:

Подача при закачивании определяется из условия, что при затворении смеси плотностью 1800 кг/м³ производительность СМН q_п=11.5 л/с. Тогда число СМН, одновременно затворяющих тампонажный раствор определится по формуле:

где М_с=20 т - вместимость СМН

Таким образом, число цементно-смесительных машин принимается равным 1. Тогда подача насосов при закачивании тампонажного раствора

Число цементировочных агрегатов определится из условия их подачи при продавливании:

принимаем 2 агрегата

Продолжительность закачивания тампонажного раствора:

Продолжительность процесса продавливания:

Общее время цементирования:

мин

условие t_ц0,75t_нач.сх выполняется.

7.2 Расчет цементирования кондуктора 324 мм

Проектные данные:

Диаметр долота, D_d=0.3937 м

Наружный диаметр обсадной колонны, d_н=0.324 м

Внутренний диаметр обсадной колонны, d_вн=0.302 м

Удельный вес тампонажного раствора, г/см³, =1.8.

Удельный вес промывочной жидкости, г/см³, =1.12.

Водоцементное отношение, m=0.5

Высота подъема цементного раствора, м, H=258.

Высота цементного стакана, м, h_ст=10.

Коэффициент потерь цемента, k_ц=1.05.

Коэффициент кавернозности, k=1.1.

Удельный вес воды, с_в=1 г/см³

Необходимое количество тампонажного раствора для цементирования обсадной колонны определяется по формуле:

где k=1,1 - коэффициент кавернозности

D=0.3937 - диаметр скважины, м

d_н=0.324 - наружный диаметр обсадных труб, м

d_в=0.302 - внутренний диаметр труб обсадной колонны, м

H_ц=258 - интервал цементирования, м

h_цс=10 - высота цементного стакана, оставляемого в колонне, м

Количество сухой тампонажной смеси, необходимое для приготовления заданного объема тампонажного раствора:

где k_ц=1.05 - коэффициент учитывающий потери цемента при погрузочно-разгрузочных работах

m=0.5 - соотношение вода : смесь

_ц=1.8 - плотность тампонажного раствора, т/м³

Необходимое количество жидкости затворения:

где k_в=1.1 - коэффициент, учитывающий потери воды при выполнении операций цементирования

Объем продавочной жидкости:

Объем буферной жидкости (исходя из условия обеспечения столба в затрубном пространстве высотой 25м):

Гидравлический расчет

Для успешного выполнения цементирования должны выполняться следующие условия:

(1), (2) , (3)

где Р₁, [Р₁] - соответственно расчетное и допустимое давления на цементировочной головке (для цементировочной головки ГУЦ 324х100 [Р₁] = 10 МПа)

Р₂, [Р₂] - соответственно расчетное и допустимое давления на насосах цементировочных агрегатов (для ЦА-320М [Р₂] = 32 МПа)

Р₃, [Р₃] - соответственно расчетное давление на забое скважины и давление гидроразрыва пород ([Р₃] =3.725 МПа)

Давление на цементировочной головке в конечный момент цементирования:

, где:

_ц=1800 - плотность тампонажного раствора, кг/м³

_р=1120 - плотность бурового раствора, кг/м³

- давление необходимое на преодоление гидравлических сопротивлений, МПа

- гидравлические сопротивления в момент окончания продавливания продавочной жидкости в затрубном пространстве, МПа

Q - подача насосов (в конечный момент продавливания Q=Q_min=0,003 м³/с [])

условие (1) соблюдается.

Давление на цементировочном агрегате: , следовательно условие (2) также соблюдается

Давление на забое в конечный момент цементирования:

, условие (3) принимается

Подача насосов при продавливании тампонажного раствора (для обеспечения скорости восходящего потока в кольцевом пространстве 0.5м/с) определится по формуле:

Подача при закачивании определяется из условия, что при затворении смеси плотностью 1800 кг/м³ производительность СМН q_п=11.5 л/с. Тогда число СМН, одновременно затворяющих тампонажный раствор определится по формуле:

Таким образом, число цементно-смесительных машин принимается равным 1. Тогда подача насосов при закачивании тампонажного раствора

Число цементировочных агрегатов определится из условия их подачи при продавливании:

принимаем 2 агрегата

Продолжительность закачивания тампонажного раствора:

Продолжительность процесса продавливания:

Общее время цементирования:

мин

условие t_ц0,75t_нач.сх выполняется.

Продолжительность закачивания тампонажного раствора:

Продолжительность процесса продавливания:

Общее время цементирования:

мин

условие t_ц0,75t_нач.сх выполняется.

7.3 Цементирование технической колонны, Ш=245 мм

Исходные данные:

Глубина спуска, L=1308 м;

Диаметр долота, D_д=0,2953 м;

Наружный диаметр трубы, d_Н=0,245 м;

Наружный диаметр предыдущей колонны, d₁=0,324 м;

Внутренний диаметр предыдущей колонны, d₂=0,306 м;

Длина предыдущей колонны, H=258м;

Высота цементного стакана, h=40 м;

Удельный вес бурового раствора, г_{б. р}=1,23 г/см³;

Удельный вес сухого цемента, с_т=3,1 г/см³ (ПЦТ-500, ГОСТ 1581-91);

Высота подъема цемента, H₁=1308 м;

Водоцементное отношение, m = 0,5

Коэффициент кавернозности, k=1,05

1) Плотность тампонажного раствора.

2) D_скв=1,2·D_д=1,2·0,2953=0,354 м.

3)

4) Количество сухого цемента для приготовления цементного раствора, т

Q_ц = _ц.р. V_ц.р·

Q_ц = 1,8263,83= 73,8 т

5) V_B=1,1·Q_ц·m = 1,1·73,8·0,5 = 42,6 м³

, где

Д - коэффициент сжимаемости продавочной жидкости (Д=1,02)

l_i - длина секции труб диаметра d_i

Гидравлический расчет

Произведем по методике изложенной в [2].

v = 0,5 м/с

- площадь кольцевого пространства (средняя)

0,047 м²

Q=·v = 0,047·0,5 = 0,023 м³/сек (23 л/сек)

Максимальное ожидаемое давление на цементировочной головке в соответствии с принятой величиной v составит

р_г = р_г.с. + р_т + р_к ,

где р_г.с. - максимальная ожидаемая разность гидростатических давлений в трубах и затрубном пространстве в конце процесса цементирования; р_т , р_к - гидравлические сопротивления соответственно в трубах и затрубном пространстве при принятом значении v.

,

Где

, см

=0,2283 м (22,83 см)

р_г.с= 0,01[(H - h)(с_ц.р - с_б.р)] = 0,01·[(1308-40)·(1,82-1,23)] = 7,9 МПа.

р_г = р_г.с. + р_т + р_к = 7,9 + 0,062 + 0,083 = 8,1 МПа.

Проверяем условие:

р_г ? р_у / 1,5

где р_у - допустимое давление на устьевое цементировочное оборудование (32 МПа)

8,1 ? 21,3

В соответствии с расчетами, Q = 23 л/с; р_г= 8,1 МПа

Принимаем ЦА-320М с d_вт=115 мм; q_IV = 12,2 л/с; Р_IV = 7,6 МПа; q_III = 7,9 л/с; Р_III = 11,7 МПа

Определим потребное число цементировочных агрегатов.

Принимаем 2 цемагрегата ЦА-320М и + 1 в резерве.

Определим потребное число цементосмесительных машин.

= 4,2

Если догрузить машины 2СМН-20 во время процесса цементирования невозможно, то необходимо принять 5 цементосмесительных машин.

Время закачки тампонажного раствора в обсадную колонну определим из выражения

,

где q - суммарная производительность одновременно работающих ЦА при закачке тампонажного раствора, л/с

30,0 мин

Общее время продавливания тампонажного раствора определим по формуле

,

где V_прi - объемы продавочной жидкости, закачиваемые на i-й скорости работы ЦА; Q_i - суммарная производительность (подача) ЦА на i-й скорости работы.

Для определения V_прi находим положения уровней тампонажного раствора в трубах l₁ к моменту окончания работы ЦА на i-й скорости

,

где р_i - допустимое давление на ЦА при работе на i-й скорости, кгс/см²; F₁, F₂ - средние площади поперечного сечения соответственно внутреннего пространства обсадной колонны и кольцевого пространства скважины.

= 0,041 м²

1. - для максимальной подачи на расчетном диаметре цилиндровых втулок (четвертая скорость) Q_i =12,2 л/с (0,732 м³/мин); p_i = 76 кгс/см²

=1303 м

2. - третья скорость Q_i = 7,9 л/с (0,474 м³/мин); p_i = 11,7 кгс/см²

=1674 м.

Таким образом, объемы продавочной жидкости закачиваемые на третьей и четвертой скоростях соответственно равны

= 53,3 м³

- 55,9 - 53,6 = 2,6 м³

Отсюда

26,1 мин

Общее время цементирования

t_ц = t_зак + t_пр = 30,0 + 26,1 0,75 110 = 56,1 82,5

условие выполнено

7.4 Расчет цементирования эксплуатационной колонны, Ш 178 мм

Так как эквивалент градиента давления гидроразрыва (см рис. 2.2) в необсаженной части интервала установки эксплуатационной колонны значительно ниже удельного веса цементного раствора при водоцементном отношении 0,5 ( 1,8), то отсюда следует невозможность цементирования в одну ступень вследствие превышения давлением от столба цементного раствора давления гидроразрыва пластов. Даже при применении облегченного тампонажного раствора плотностью 1,66 г/см³ гидростатическое давление (столба тампонажного раствора) значительно превышает давление гидроразрыва пород. Отсюда следует необходимость применения двухступенчатого цементирования в комплексе с облегченным тампонажным раствором.

Выбор тампонажного цемента

С учетом вышесказанного необходимо выбрать цемент для получения тампонажного раствора плотностью 1,5 - 1,75 г/см³.

Температура в интервале установки эксплуатационной колонны обозначена в пределах 573 ⁰С, из чего следует возможность применения тампонажного портландцемента для «горячих» скважин с температурой твердения 753 ⁰С.

Предъявленным условиям отвечает пуццолановый портландцемент (ГОСТ 10178-76) имеющий плотность 2,6-2,7 г/см³. По сравнению с обычным пуццолановый портландцемент имеет значительно большую удельную поверхность (до 7000 см²/г), и требует для затворения большего количества воды. В связи с этим целесообразно увеличить водоцементное отношение до (m = 0,55).

При данном водоцементном отношении можно получить тампонажный раствор следующей плотности

г/см³

Расчет глубины установки муфты ступенчатого цементирования (МСЦ)

Глубину установки МСЦ определим из условия

,

где р_г - давление гидроразрыва горных пород, кгс/см² (490 кгс/см² принято для осинского горизонта); h₁ - высота подъема тампонажного раствора за колонной первой ступени цементирования, м; H - вертикальная проекция ствола скважины, м (3337); _ц и _б - плотности соответственно тампонажного и бурового растворов, кг/м³.

Глубина установки муфты (вертикальная проекция глубины установки) должна соответствовать значению h₁.

Принимаем h₁ = 1468, с учетом рекомендаций по установке, МСЦ проектируется установить в доломитах нижнеангарской подсвиты (на глубине 1800 м от устья)

Таким образом, высота подъема цемента:

Для первой (снизу) ступени Н₁=1468 м;

Для второй ступени Н₂=1800 м

Тогда длина первой ступени цементирования определится из выражения Н₁= L_э.к. - Н₂,

где L_э.к. - длина эксплуатационной колонны (3668м)

Н₁= 3668 - 1800 = 1868,0 м

Проектные данные:

Длина колонны, L = 3668 м;

Проекция на вертикальную плоскость Н_в = 3268 м;

Диаметр долота, D_d = 0,2159 м;

Длина предыдущей колонны, H=1308 м;

Наружный диаметр трубы, d_н=0,178 м;

Наружный диаметр предыдущей колонны, d₁=0,245 м;

Внутренний диаметр предыдущей колонны, d_2ср=0,226 м;

Высота цементного стакана, h₂=50 м; h₁=20 м;

Длина и высота подъема цемента для первой и второй секции: H₁=1868 м; H₂=1800 м,

Вертикальная проекция (первой секции) Н_в2 = 1468 м;

Удельный вес бурового раствора, с_б.р=1,23 г/см³;

Удельный вес цементного раствора, с_ц.р=1,68 г/см³;

Водоцементное отношение, m=0,5;

Первая ступень

D_скв=1,2·D_d = 1,25·0,2159 = 0,2699 м.

= 58,9 м³

Количество сухого цемента для приготовления цементного раствора, т

Q_ц = _ц.р. V_ц.р·

Q_ц = 1,68 58,9 = 65,9 т

6) V_B = 1,1·Q_ц·m = 1,1·53,5·0,5 = 36,2 м³

, где

Д - коэффициент сжимаемости продавочной жидкости (Д=1,02)

l_i - длина секции труб диаметра d_i

Потребное количество сухого цемента для приготовления 1 м³ раствора:

т

Гидравлический расчет цементирования

Для обеспечения высокого качества цементирования необходимо создать турбулентный режим движения тампонажного раствора в затрубном пространстве (обобщенный параметр Рейнольдса Re'2300), при котором тампонажный раствор будет в наиболее полной мере вытеснять по всему сечению потока. Однако необходимая для этого скорость восходящего потока ограничивается допустимым давлением на цементировочной головке р_г, обусловленным прочностью труб на внутреннее давление, а также давлением гидроразрыва пород, и давлением на забое скважины р_з (или в интервале пласта с наименьшим градиентом гидроразрыва). В связи с этим гидравлический расчет проводится при следующих граничных условиях:

= 40/1,5 = 26,7 МПа

где р_у - допустимое давление на устьевое цементировочное оборудование (цементировочная головка, обвязка, насосы и др.), принимаем по максимальному рабочему давлению на цементировочной головке (см. п. 6.4) 40 МПа.

= 49 / 1,2 = 41,5 МПа

где р_г.п - давление гидроразрыва пласта с наименьшим градиентом гидроразрыва (49), МПа

1. Суммарная производительность цементировочных агрегатов в конце продавки тампонажного раствора определяется выражением:

= 0,785 (0,259²-0,178²) 0,7 = 0,0214 м³/с (21,4 л/с).

где v (0,4-1,5 м/с [3]) скорость восходящего потока тампонажного раствора в затрубном пространстве.

2. Максимально ожидаемое давление на цементировочной головке в соответствии с принятой величиной v составит:

где р_г.с. - максимальная ожидаемая разность гидростатических давлений в трубах и затрубном пространстве в конце процесса цементирования; р_т , р_к - гидравлические сопротивления соответственно в трубах и затрубном пространстве при принятом значении v.

= 1,13 МПа,

, см

= 0,146 м (14,6 см)

,

где D_скв и d_н в см.

= 10((3268-1468) (1230-1230) + (1468-20)(1680-1230))10^-6 = 6,63 МПа

3. р_г = р_г.с. + р_т + р_к = 6,63 + 1,13 + 0,54 = 8,30 МПа.

Проверяем условие:

р_г ? р_у / 1,5

где р_у - допустимое давление на устьевое цементировочное оборудование (40 МПа)

8,3 ? 26,7

В соответствии с расчетами, Q = 21,4 л/с; р_г= 8,3 МПа

Принимаем ЦА-320М с d_вт=115 мм; q_IV = 12,2 л/с; Р_IV = 7,6 МПа; q_III = 7,9 л/с; Р_III = 11,7 МПа

4. Максимальное ожидаемое давление на забое в интервале пласта с наименьшим градиентом гидроразрыва р_з составит

= 39,2 + 0,54 = 39,74 МПа

Здесь = 0,01[(2935-1800)1,68+18001,23] = 39,2 МПа

где L - глубина залегания пласта с наименьшим градиентом гидроразрыва (2935 м)

5. Из расчета следует, что расчетные значения р_г и р_з не выходят за пределы граничных.

В соответствии с расчетными значениями Q и р_г проектом предусматривается применение широко распространенного цементировочного агрегата ЦА-320М с установленными в его насосе цилиндровыми втулками диаметром 115 мм (этими втулками можно работать при р_г в конце цементирования)

d_вт=115 мм; q_IV = 12,2 л/с; Р_IV = 7,6 МПа; q_III = 7,9 л/с; Р_III = 11,7 МПа

Количество цементировочных агрегатов (ЦА) выбираем из соотношения

= 21,4 / 7,9 = 2,7 3

Проектом предусматривается применение четырех цементировочных агрегатов исходя из требования иметь один в резерве.

Определим потребное число цементосмесительных машин.

= 2,8

где _н - насыпная плотность цемента (1,3 т/м³)

Проектом предусматривается применение трех цементосмесительных машин 2СМН-20

6. Определение времени цементирования первой ступени в соответствии с условием t_ц = t_зак + t_пр + 10 0,75 t_заг,

где t_заг - время загустевания тампонажного раствора (для раствора из выбранного цемента t_заг =105 мин)

= = 16,3 мин

где q - суммарная производительность (подача) одновременно работающих агрегатов при закачке тампонажного раствора

7. Общее время продавливания тампонажного раствора определяется из выражения

,

где Vпрi - объемы продавочной жидкости, закачиваемые на i-й скорости работы ЦА; Qi - суммарная производительность (подача) ЦА на i-й скорости работы.

Для определения Vпрi находим положения уровней тампонажного раствора в трубах l₁ к моменту окончания работы ЦА на i-й скорости

,

где р_i - допустимое давление на ЦА при работе на i-й скорости, кгс/см²; F₁, F₂ - средние площади поперечного сечения соответственно внутреннего пространства обсадной колонны и кольцевого пространства скважины.

0,785 0,146² = 0,0167 м²

F₂= 0,785 (D_с² - d_н²) = 0,785 (0,259² - 0,178²) = 0,031 м²

1. - для максимальной подачи на расчетном диаметре цилиндровых втулок (четвертая скорость) Q_i =12,2 л/с (0,732 м³/мин); p_i = 76 кгс/см²

=3211,0 м

2. - третья скорость Q_i = 7,9 л/с (0,474 м³/мин); p_i = 117 кгс/см²

=3803 м

Таким образом, продавливание цементного раствора заканчиваем на III-й скорости

Объемы продавочной жидкости закачиваемые на третьей и четвертой скоростях соответственно равны

= 2,1 м³

Отсюда

19,6 мин

Общее время цементирования

t_ц = t_зак + t_пр = 16,3 + 19,6 0,75 105 = 36 78

условие выполнено

Вторая ступень

D_скв=1,2·D_d = 1,25·0,2159 = 0,27 м.

=

=36,18 м³

Количество сухого цемента для приготовления цементного раствора, т

Q_ц = _ц.р. V_ц.р·

Q_ц = 1,68 36,18 = 40,52 т

V_B = 1,1·Q_ц·m = 1,1·42,56·0,5 = 22,3 м³

, где

Д - коэффициент сжимаемости продавочной жидкости (Д=1,02)

l_i - длина секции труб диаметра d_i

= 30 м³

Гидравлический расчет цементирования

Определим граничные условия:

= 40/1,5 = 26,7 МПа

где р_у - допустимое давление на устьевое цементировочное оборудование (цементировочная головка, обвязка, насосы и др.), принимаем по максимальному рабочему давлению на цементировочной головке 40 МПа.

= 39,6 / 1,2 = 33 МПа

где р_г.п - давление гидроразрыва пласта

Давление гидроразрыва можно приближенно определить из выражения (8.49)[6]

= 2,210^-2 1800 = 39,6 МПа

8. Суммарная производительность цементировочных агрегатов в конце продавки тампонажного раствора определяется выражением:

= 0,785 (0,243²-0,178²) 0,7 = 0,017 м³/с (17 л/с),

где 0,243 м

где v (0,4-1,5 м/с) скорость восходящего потока тампонажного раствора в затрубном пространстве.

9. Максимально ожидаемое давление на цементировочной головке в соответствии с принятой величиной v составит:

= 0,38 МПа,

Где

, см

= 0,146 м (14,6 см)

= 0,35 МПа,

где D_скв и d_н в см.

р_г.с= 0,01[(H₂ с_ц.р) - (H₂ - h₂)с_б.р] = 0,01·[(1800·1,68) - (1800 - 50)1,23)] = 8,7 МПа.

10. р_г = р_г.с. + р_т + р_к = 8,7 + 0,38 + 0,35 = 9,43 МПа.

Проверяем условие:

р_г ? р_у / 1,5

где р_у - допустимое давление на устьевое цементировочное оборудование (40 МПа)

9,43 ? 26,7

В соответствии с расчетами, Q = 17 л/с; р_г= 9,43 МПа

Принимаем ЦА-320М с d_вт=115 мм; q_IV = 12,2 л/с; Р_IV = 7,6 МПа; q_III = 7,9 л/с; Р_III = 11,7 МПа

11. Максимальное ожидаемое давление на забое в интервале пласта с наименьшим градиентом гидроразрыва р_з составит

= 30,24 + 0,35 = 30,59 МПа

Здесь = 0,01[(3268-1468)1,68] = 30,24 МПа

12. Из расчета следует, что расчетные значения р_г и р_з не выходят за пределы граничных.

...