Проектирование эксплуатационной скважины на Ватинском месторождении

В связи со всем вышеперечисленным видно, что любое воздействие на пласт оказывает промывочная жидкость, снижающая гидропроводность пласта. Поэтому критерий качественного вскрытия - соответствующие свойства бурового раствора при прохождении продуктивных пластов, а также соблюдение правил эксплуатации буровых насосов.

2.8 Обоснование критериев рациональной отработки долот

Скважину можно считать успешно пробуренной, когда получены высокие скорости бурения при минимально возможных затратах. Поэтому при проектировании технологических особенностей бурения подбирают соответствующие долота, с учетом применяемого способа бурения и бурильной колонны. Для этого рассчитывают следующие показатели:

* нагрузка на забой;

* частота вращения долота;

* расход промывочной жидкости.

Сочетание вышеперечисленных параметров, позволяющих получить наиболее высокие показатели работы долота, называют оптимальным режимом бурения.

Эффективность работы долота оценивается следующими показателями:

1. h - проходка на долото, м.

2. V_м - средняя механическая скорость проходки.

V_м = h/t, м/с,

где t -время бурения интервала, ч.

3. стоимость одного метра проходки, руб.

Максимальную проходку на долото можно получить при полном износе долота, во время работы на забое.

Максимальную V_м можно получить сокращением времени пребывания долота на забое. Поэтому при оптимальном времени пребывания долота на

забое судят не по проходке долота за рейс и не по Vy, а по скорости проходки, которая определяется:

(2.39)

где Т - время, затраченное на спуск и подъем долота, час.

Если долото поднять слишком рано, то вследствие малой проходки V_p будет низкой. При увеличении времени пребывания долота на забое V_p будет возрастать и достигает наибольшей величины при некотором значении времени.

Строительство скважины состоит в основном из процессов механического бурения и спуско-подъемных операций. Чтобы время механического бурения было наибольшим, надо стремиться к достижению максимальной V_рейс.

2.9 Разработка мероприятий по предупреждению осложнений и аварий при сооружении скважины

К мероприятиям по предупреждению осложнений и аварий при сооружении скважины относятся использование качественных буровых растворов, строгое соблюдение режимов бурения и выбор оптимальной компоновки бурильной колонны.

Бурение под кондуктор производится на глинистом растворе, оставшемся после бурения предыдущей скважины или в остальных случаях на растворе, приготовленном из бантонитов высших сортов.

При бурении под кондуктор в осложненных условиях (осыпи, обвалы стенок скважины) рекомендуется применять полимер ПАА с целью увеличения реологических свойств и повышения крепящего действия.

Регулирование физико-механических свойств промывочной жидкости осуществляется за счет химических реагентов, применяемых согласно ГТНа и инструкций. Для улучшения смазочных свойств бурового раствора необходимо применять смазывающие добавки (нефть, графит, сульфонол).

При образовании толстых фильтрационных корок на хорошо проницаемых стенках скважины, способствующих появлению затяжек, а также посадок бурильных труб и при появлении признаков образования сальников во время бурения, необходимо: прекратить бурение; провести необходимую дополнительную обработку бурового раствора; довести содержание твердой фазы бурового раствора до 4-8%; проработать ствол скважины в интервалах затяжек и посадок, а также призабойный участок на длину ведущей трубы. При временном прекращении циркуляции бурового раствора колонну бурильных труб поднять от забоя на длину ведущей трубы, периодически, через 5 ч 10 минут, расхаживать и проворачивать колонну ротором.

При восстановлении циркуляции давление повышать плавно, постепенно доводя его до необходимого. Спуско-подъемные операции в интервалах неустойчивых пород следует вести с ограничением скорости, не допуская затяжек и посадок инструмента.

Во избежание значительных изменений гидравлического давления не допускать: подъем бурильных труб с поршневанием; вспенивание бурового раствора, применяя пеногасители; при газировании бурового раствора применять дегазатор. Для предупреждения нефте-, газо-, водопроявлений устанавливать превентор.

В целях предотвращения возможных осложнений при подготовке к спуску и креплению скважины обсадными трубами предусматривается дежурство ЦА - 320 при креплении технической и эксплуатационной колонн. При вскрытии продуктивных горизонтов и бурении в интервале продуктивных горизонтов предусматривается круглосуточное дежурство ЦА-320.

2.10 Проектирование и обоснование компоновки бурильной колонны

В общем случае проектирование и расчет БК производится по следующей схеме:

1. расчет УБТ:

а) определение типа и диаметра основной ступени УБТ;

б) сравнение по жесткости УБТ и обсадной колонны;

в) определение диаметров и длин дополнительных ступеней УБТ;

г) определение длины основной ступени;

д) расчет количества промежуточных опор;

е) определение моментов затяжки резьб УБТ. 2. расчет колонны бурильных труб:

а) определение типа бурильных труб, их диаметра и типа соединений по секциям;

б) проверка на выносливость бурильных труб каждой секции при одновременном воздействии переменных напряжений изгиба и постоянных напряжений растяжения (расчет запаса прочности по усталости);

в) расчет на статическую прочность;

г) проверка на прочность бурильных труб каждой секции под действием внутреннего избыточного давления (верхняя труба) и наружного избыточного давления (нижняя труба);

д) расчет замковых соединений;

е) расчет момента затяжки резьб;

ж) расчет наибольшей глубины спуска БК в клиновом захвате.

Производим расчет БК для эксплуатационной колонны по методике изложенной в источнике / 7 /.

Исходные данные:

1. Вид технологической операции - бурение.

2. Скважина наклонно направленная, профиль скважины состоит из пяти участков: Н = 2498 м, Н_в= 100м, R₁ = 573 м, R₂ = 286 м а_ll^к= а_lll^н= 28⁰, а_lV^к= а_V^н= 40⁰

3. Интервал бурения 750-2498 м.

4. Бурение ведется под эксплуатационную колонну диаметром 146 мм.

5. Конструкция обсадной колонны, спущенной к началу бурения данного интервала: от 0 до 750 м - кондуктор диаметром 245 мм.

6. Способ бурения турбинный.

Турбобур двухсекционный диаметром 195 мм, вес турбобура Q_зд = 2500 кГс, длина 12 м.

7. Диаметр долота Q_д = 215,9 мм.

8. Осевая нагрузка на долото Q_д = 16,1 Тc.

9. Наружное давление 2,9 кГс/мм².

10. Перепад давления в турбобуре и долоте Д_р = 0,6 кГс/мм².

11. Удельный вес бурового раствора г _ж. = 1,2 кГс/см³.

12. Коэффициент трения колонны о породу м =0,3.

13. Условие бурения -нормальные.

14. Клиновой захват ПКР-560 с длиной клина l_к = 400 мм.

Расчет УБТ

Необходимо определить типы, диаметры и длины ступеней компоновки УБТ. Для неосложненных условий бурения по табл. 1 выбираем для первой

(основной) ступени УБТС. 2 с наружным диаметром D₀₁=178 мм (внутренний диаметр 80 мм, вес 1 м 155,9 кГс.

Эти трубы имеют необходимую жесткость при бурении под эксплуатационную колонну диаметром 146 мм: при толщине стенки д_ок= 6,5мм.Согласно формуле (3) имеем

D₀₁/D_ок= 1,209 > 0,755.

Диаметр нижней секции бурильной колонны согласно табл. 2 должен составлять 127 мм.

По формуле (4) диаметр последней (n-й) перед бурильными трубами секции УБТ должен удовлетворять условию

Don < (1,333*127) мм = 169,3 мм,

поэтому компоновку УБТ необходимо спроектировать ступенчатой. Диаметр УБТ второй ступени должен составлять

133,5<D02 < 178 мм.

Этому условию, а также требованию к трубам последней ступени, удовлетворяют УБТ диаметром 146 мм (внутренний диаметр 74 мм, вес 1 м 97,7 кГс.

Длину второй (переходной) ступени выбираем равной 12м. По формуле (6) вычисляем длину первой (основной) ступени УБТ

Принимаем l ₀₁ = 128 м. Тогда общий вес компоновки УБТ на воздухе

Q₀= 155,9*128+97,7*12= 21127,6 кГс

Общий вес КНБК

Q_кн= (2500 + 21127,6) = 20015,7 кГс

Общая длина компоновки УБТ

l₀ == 128+12 =140 м

Общая длина КНБК

lкн = 140 + 14 = 154 м.

В соответствии с формулой (10) число промежуточных опор принимаем равным 4.

Моменты свинчивания (затяжки) принятых УБТС. 2 диаметром 178мм согласно табл. 5 составляют при у_т =65 кГс/мм², м'=0,13 (смазка Р-416) 3280-6500 кГс^.м;

для УБТ диаметром 146 мм при у_т=45 кГс/мм², 1520-1930 кГс*м.

Расчет КБТ

В соответствии с табл. 2.7 для всей бурильной колонны могут быть использованы трубы с наружным диаметром 127 мм. С учетом небольшой глубины скважины, неосложненных условий бурения забойными двигателями для компоновки бурильной колонны могут быть использованы трубы типа ТБВ. В нашем распоряжении имеются трубы указанного типа с наружным диаметром 127 мм, толщинами стенок 9 и 10мм прочности Д и Е, а также трубы типа ТБВК (ГОСТ 631-75) тех же размеров и групп прочности. Тогда сформируем такую последовательность БТ:

Таблица 2.7

Порядковый номер БТ	Тип БТ	Наружный диаметр, мм	Толщина стенки, мм	Группа прочности материала	Тип замкового соединения	Ограничения по длине, м
1	ТБВ	127,0	9	Д	ЗУ-155	-
2	ТБВ	127,0	10	Д	ЗУ-155	250
3	ТБВ	127,0	10	Е	ЗУ-155	-
4	ТБВК	127,0	9	Л	ЗУК-155	-
5	ТБВК	127,0	10	Д	ЗУК-155	250
6	ЛБТ	129,0	11	Д16Т	ЗЛ-152	-

В соответствии с рекомендацией п. 2.2. первую над УБТ секцию КБТ длиной 250 м скомпонуем из БТ № 4. Эти трубы по табл. 2 соответствуют конструкции скважины по диаметрам тела и замкового соединения.

Допускаемое наружное избыточное давление в соответствии с табл.11, и условием (55) для данной трубы составляется

Р_кр = 4,03 кГс/мм²,

Р_н = 4,03/1,15 =3,5 кГс/мм²,

что выше действующего наружного избыточного давления 2,9 кГс/мм².

Так как длина первой секции задана (250м), проверим выполнение условий статической прочности в верхнем сечении секции для случая отрыва долота от забоя.

Q_Б1 =29,5*250(1-1,2 /7,85) = 6247,6 кГс,

Q_к = l,15* 20015,7(0,3*sin40⁰+cos40⁰)= 22071,6кГс,

Qp = 1,15 * 6247,6 + 0,991 + 0,6 * 8992 + 22071,6 = 34652,5 кГс

у_m = 34652,5 / 3336 = 10,38 кГc/мм²,

[у] = 65/1,4 = 46 кГc/мм²

Фактический запас прочности составляет

у_э = 65 /10,38 =6,2.

Согласно табл. 13 найденное растягивающее усилие Qp существенно меньше допустимой растягивающей нагрузки для ЗУ-155

Р_max = 208,9 Tc.

Проверим для первой секции выполнение условий статической прочности на верхней границе искривленного участка с большей интенсивностью искривления при подъеме БК. Длина искривленного участка l_u= 279 м.

Тогда Q_R = 1,15*20015,7*0,991 +0,6*8992 = 28206 кГс

При полученном значении ш⁽⁺⁾ не существует решения трансцендентного уравнения (40) (см. рис. 2). Следовательно на всей длине искривленного участка бурильная колонна при ее подъеме располагается на верхней стенке скважины. Тогда при а = а_н = 0 и а_* = а_к из (38) получаем

, (2.40)

у_m=23280/3336=6,9 кГс / мм²,

Т_с1 = 3,84 *10^-3* 2,1*10⁴ *279*584,4*14/12⁴ = 8877 кГс,

Т_с2 = 3 * 8877 = 26631 кГс,

Таким образом, Т_с1<Q_p<T_c2 поэтому

у_umax= 976,55/91,98=10,6 кГс/мм²,

у_э= 6,9 + 10,6 = 17 кГс/мм²,

Фактический запас прочности составляет n=65/17=3,8

Найденное по формуле (9) значение Qp также существенно меньше допустимой для замкового соединения. Таким образом, БТ № 4 удовлетворяет всем условиям и принимается для компоновки первой секции КБТ.

Для компоновки второй секции принимаем БТ № 6 сформированной последовательности. Эта труба удовлетворяет технологическим требованиям по диаметрам тела и замкового соединения ЗЛ-152.

Допустимое избыточное наружное давление составляет

Р_кр = 4,92 кГс / мм²_,

Р_н = 4,92/1,15 = 4,27 кГс / мм^2,

что выше действующего наружного давления 2,9 кГс/мм².

Определим наибольшую допустимую длину второй секции (первое приближение) БТ № 4 по формулам

Q_pmax = 33*33,93/1,4 =79977,85 кГс,

что больше необходимой длины второй секции.

Необходимая длина второй секции

l₂ = 2968 - (14+140+250) = 2564м.

Проверим далее, требуется ли корректировка (уменьшение) длины второй секции с целью удовлетворения условиям прочности на участках повышенной напряженности. Для этого, во первых, проверим выполнение условий статической прочности второй секции, на верхней границе искривленного участка для момента окончания бурения наклонного участка и отрыва долота от забоя.

Длина части второй секции на наклонном участке

(Q_б2) _Н=14*2564-(1-1,2/279) = 20401,32 кГс,

Q_R = 1,15(20015,7+20401,32+6247,6)*1,023+0,6*8992 = 60293,79 кГс,

у_m=53086,2/3393 = 15,6 кГс/мм²_,

Т_с1 = 3,84*10^-3 *0,72*10⁴*715*2798*11,5/12⁴ = 3058,77 кГс,

Т_с2 = 3*3058,77= 9176,31 кГс,

Таким образом Q_R >T_c2, поэтому

у_umax= 659,16/111=5,9 кГс/мм²,

у_э= 15,6 + 5,9 = 21,53 кГс/мм²,

Фактический запас статистической прочности составляет

n=33/21,53=1,53

Усилия Q_R здесь меньше допустимого значения осевой растягивающей нагрузки на замковое соединение ЗЛ-152.

Проверим выполнение условия статистической прочности для второй секции на устье скважины

(Q_б1) _В=14*520(1-1,2/2,78) = 4138 кГс,

Q_p = 1,15 * 4137 + 0,6 * 8992 + 53086,2 = 63239,58 кГс,

у_m= 63239,58/4078=15,5 кГс/мм²_,

Фактический запас статистической прочности на устье скважины

n = 33/15,5 = 1,53

Усилие Qp здесь существенно меньше допустимого для ЗЛ-152.

Таким образом, БТ № 6 удовлетворяем всем условиям и принимается для компоновки второй секции КБТ.

Определим наибольшие допустимые глубины спуска секций в клиновом захвате. Для первой секции при коэффициенте охвата С=0,9 в соответствии с табл. 16 и формулам (68), (69) получаем:

Qтк^С = 183000*0,9 = 164700 кГс

что значительно больше принятой длины секции l = 250.

Для второй секции аналогично

Qтк^С = 168000*0,9 = 151200 кГс

что больше принятой длины секции = 2564м.

Таким образом, вся бурильная колона длиной 2968 м может быть спущена с использованием клинового захвата ПКР-560.

В итоге проектировочного расчета из рабочего списка труб составлена следующая конструкция бурильной колонны таблица 2.8, которая при заданных условиях обеспечит бурение скважины турбинным способом.

Таблица 2.8 Конструкция бурильной колонны.

Интервал, м	Типоразмер, шифр	ГОСТ, ОСТ, ТУ на изготовление	Назначение
От	До
0	750	III-295,3 МС-ГВ	ГОСТ 20690-75	Бурение под кондуктор
		Калибратор 8КС-295,3 СТ	ОСТ 39-078-79
		ТШ-240	ГОСТ 26673-90
		Центратор ЦД 295,3 МСТ	ОСТ 39-078-79
		УБТ.С 178	ТУ 14-3-835-79
		УБТ 146	ТУ 14-3-835-79
		ТБПК 127 * 10	ГОСТ 27834-95
750	2460	III-215,9 ТЗ-ГНУ	ГОСТ 20690-75	Бурение под эксплуатационную колонну
		Калибратор КС-215,9 СТ	ОСТ 39-078-79
		ТШ-195	ГОСТ 26673-90
		УБТ.С 178	ТУ 14-3-835-79
		УБТ 146	ТУ 14-3-835-79
		ТБПК 127 * 9	ГОСТ 27834-95
		ЛБТ 129 * 11	ГОСТ 23786-79
2460	2548	III-215,9 СЗ-ГВ	ГОСТ 20690-75	Бурение под эксплуатационную колонну
		Калибратор 1ОКС-215,9	ТУ 26-02-963-83
		ТШ-195	ГОСТ 26673-90
		УБТ.С2 178	ТУ 14-3-835-79
		УБТ 146	ТУ 14-3-835-79
		ТБПК 127 * 9	ГОСТ 27834-95
		ЛБТ 129 * 11	ГОСТ 23786-79

2.11 Расчёт эксплуатационной колонны

Условия работы колонны в скважине.

Виды нагрузок и их источники зависят от технологических операций, проводимых в скважине. При креплении скважин обсадными трубами имеют место следующие технологические операции: спуск колонны, цементирование, заключительные работы после цементирования, испытание (освоение) и эксплуатация скважины.

На обсадную колонну в разные периоды времени действуют различные по видам и величине нагрузки. Среди них : растяжение, смятие, изгиб, сжатие, внутренние и наружные давления.

В качестве главных нагрузок, действующих на обсадную колонну, выделим следующие: наружные избыточные давления, внутренние избыточные давления и осевые растягивающие нагрузки от сил собственного веса. Расчёт обсадной колонны производится по методике, изложенной в [3].

Расчёт действующих нагрузок.

Главные нагрузки (согласно 4.1), рассчитываются для периода, когда они достигают максимального значения.

Наружные избыточные давления достигают максимального значения в период oпрессовки обсадной колонны.

Осевые растягивающие нагрузки от сил собственного веса достигают максимального значения в конце спуска обсадной колонны.

Исходные данные для расчёта эксплуатационной колонны:

Таблица 2.9

Параметры (обозначение, размерность)	Значение
1. Глубина скважины L, м	2498(2968)
2. Удельный вес жидкости: Цементного раствора гц, н/м3 Жидкости в колонне гв, н/м3: -при освоении -в период ввода в эксплуатацию -при окончании эксплуатации Испытательной жидкости гж, н/м3 Бурового раствора гг, н/м3 Пластовой воды ггс, н/м3	1,83.104 1.104 0,84.104 0,95.104 1,0.104 1,12.104 1,1.104

На глубине 2460 - 2498 находится проницаемый пласт. На глубине 2460 давление составляет Р_{пл s1} = 26,6 Мпа.

Эксплуатационный объект залегает на глубине 2465 - 2498 м. На глубине 2498 м пластовое давление Р_{пл L} = 27 Мпа. Коэффициент запаса прочности:

- на наружное избыточное давление n₁ - 1,2

- на внутренние избыточное давление n₂ - 1,15

- на растяжение n₃ -1,15

- на растяжение в клиновом захвате n₄ -1, 25

Построение эпюр внутренних давлений.

Расчёт обсадных колонн производят с учётом планируемого профиля на стадии проектирования. Расчёт наружного и внутреннего давления производят, как для вертикальных скважин, при этом расчётные данные определяются как проекции глубин по стволу скважины на вертикальную плоскость. Для построения эпюр давлений на вертикальной оси откладываются значения глубин по стволу скважины, а на горизонтальной оси откладывают расчётные давления соответствующие характерным точкам, рассчитанные для вертикальной проекции ствола скважины:

а) Определяем внутренние давления в период ввода скважины в эксплуатацию (см. рис. 2 а)

а) б) в)

Рис. 2. Схемы уровней жидкостей в скважинах.

Внутреннее давление определяется по формуле

P_вz = P_плL - 10^-6. г_в (L - Z) при 0? Z ? L, (2.41)

где P_вz - внутреннее давление на глубине Z, МПа ;

P_плL - пластовое давление на глубине L, МПа;

г_в - удельный вес жидкости в колонне, н/м³;

L - глубина скважины, м;

Z - глубина залегания той точки для которой определяется внутреннее давление, м.

при Z =0: Р_ву= 27-10^-6 * 0,84 *10⁴(2498-0) = 6,1 МПа

при Z =L=2498: Р_ву= 27-10^-6 * 0,84 *10⁴(2498-2498) = 27 МПа

б) Определяем внутреннее давление по окончании эксплуатации (см. рис. 2, б)

Р_вz = 0 при 0? Z ? H,

Р_вz = 10^-6. г_в (Z - Н) при Н? Z ? L, (2.42)

где г_в - удельный вес жидкости в колонне, н/м³;

Z - глубина залегания той точки, для которой определяется внутреннее давление, м.

Н - расстояние от устья до уровня жидкости в колонне, м ;

при Z = 0 - 1500 м: Р_вz = 0;

при Z = L = 2498 м: Р. _вL = 10^-6.0,95^.10⁴(2498-1500) = 9,4 МПа

Строим эпюру внутренних давлений АВ и СД соответственно найденным значениям.

Наружное давления определяют для тех же процессов, что и внутренние давления.

а) Находим наружные давления в незацементированой зоне по формуле

Р_нz = 10^-6. г_р Z при 0? Z ? h, (2.43)

где P_нz - наружное давление на глубине Z, МПа ;

г_р - удельный вес бурового раствора, н/м³ ;

Z - глубина залегания той точки для которой определяется внутреннее давление, м.

h - расстояние от устья до уровня цементного раствора за колонной, м.

при z = 0: P_вz = 0;

при z = h = 650 Р_нh= 10^-6 * 1.12 *10⁴ * 600 = 7.8 МПа

б) Определяем наружное давление для зацементированной зоны по формуле

- в интервале, закреплённом предыдущей колонной

Р_нz = 10^-6. г_р. h+10^-6. г_гс ^ррррh (Z - h) при h ? Z ? L, (4.4)

где г_р - удельный вес бурового раствора, н/м³;

Z - глубина залегания той точки для которой определяется наружное давление, м.

г_гс - удельный вес пластовой воды, н/м³;

h - расстояние от устья до уровня цементного раствора за колонной, м;

при z = h = 600: Р_нh = 10^-6 * 1,12 * 10⁴ * 600 + 10^-6 *

* 1,1 * 10⁴ (600 - 600) = 6,72 МПа

при z = L₀ = 750: Р_нL = 10^-6 * 1,12 * 10⁴ * 750 + 10^-6 *

* 1,1 * 10⁴ (750 - 600) = 10,05 МПа

- в интервале открытого ствола с учётом пластового давления по формуле

при L₀? Z ? S₁, (2.45)

при S₁? Z ? L_, (2.46)

где Р_HL0 - наружное давление на глубине L₀, МПа;

Р_плs1 - пластовое давление на глубине S₁, МПа;

L₀ - расстояние от устья до башмака предыдущей колонны, м;

S₁ - расстояние от устья до середины проницаемого пласта, м;

S₂ - расстояние от устья до кровли эксплуатационного объекта, м ;

L - глубина скважины, м;

P_плL - пластовое давление на уровне подошвы эксплуатационного объекта, МПа;

Тогда по формуле (4.5)

при Z = L₀ = 700: P_HL0 = 7 MПа

при Z = S₁ = 2460: P_HS1 =26,6 MПа

Тогда по формуле (4.6)

при Z = L = 2498: P_HL =27 Mпа

в) Определяем наружное давление с учётом наружного давления составного столба тампонажного и бурового растворов по всей длине скважины на момент окончания цементирования по формуле

Р_нz = 10^-6. г_р Z при 0? Z₁ ? h₁, (2.47)

где P_нz - наружное давление на глубине Z, МПа ;

г_р - удельный вес бурового раствора, н/м³;

Z - глубина залегания той точки для которой определяется наружное давление, м.

h - расстояние от устья до уровня цементного раствора за колонной, м.

при z = 0: P_вz = 0;

при z = h = 600 Р_нh= 10^-6 * 1.12 *10⁴ * 600 = 7.8 МПа

Р_нz = 10^-6. [г_р. h - г_ц ^ррррh (Z - h)] при h ? Z ? L, (2.48)

где г_р - удельный вес бурового раствора, н/м³;

Z - глубина залегания той точки для которой определяется наружное давление, м.

P_нz - наружное давление на глубине Z, МПа ;

г_ц - удельный вес цементного раствора, н/м³;

h - расстояние от устья до уровня цементного раствора за колонной, м ;

L - глубина скважины, м;

при z = L = 2498:

Р_нz = 10^-6. [1,12.10 ^4. 600 - 1,84^.10⁴ (2498 - 600)] = 28,9 МПа

Построение эпюры избыточных давлений

а) определяем избыточное наружное давление на момент окончания цементирования по формуле

Р_ниz = 10^-6 (г_р - г_в). Z при 0 ? Z ? h, (2.49)

где г_ц - удельный вес цементного раствора, н/м³ ;

г_р - удельный вес бурового раствора, н/м³;

Z - глубина залегания той точки для которой определяется наружное избыточное давление, м ;

г_в - удельный вес жидкости внутри колонны, н/м³;

h - расстояние от устья до уровня цементного раствора за колонной, м;

при z = 0: Р_ниz = 0

при z = h = 600: Р_ниz = 10^-6(1,12^.10⁴ - 1,12^.10⁴)^.600 = 0 МПа

Р_ниz = 10^-6 [(г_ц - г_в). Z - (г_ц - г_р)^. h] при h ? Z ? L, (2.50)

где г_ц - удельный вес цементного раствора, н/м³ ;

г_р - удельный вес бурового раствора, н/м³ ;

Z - глубина залегания той точки для которой определяется наружное избыточное давление, м ;

г_в - удельный вес жидкости внутри колонны, н/м³;

h - расстояние от устья до уровня цементного раствора за колонной, м ;

L - глубина скважины, м;

Р_ниz = 10^-6 [(1,83 - 1,12). 10^4. 2498- (1,83 - 1,12)^. 10^4.600] = 13,4 МПа

при z = h = 2498 м.

б) Определяем избыточное наружное давление для процесса испытания колонны на герметичность снижением уровня (см. рис. 2, в) по формуле

- в незацементированой зоне

Р_ниz = 10^-6 г_р. Z при 0 ? Z ? h, (2.51)

где г_р - удельный вес бурового раствора, н/м³;

Z - глубина залегания той точки для которой определяется наружное избыточное давление, м;

h - расстояние от устья до уровня цементного раствора за колонной, м;

при z = 0: Р_ниz = 0

при z = h = 600: Р_ниz = 10^-6.1,12^.10⁴.600 = 7,8 МПа

- в зацементированной зоне

Р_ниz = Р_нz при h ? Z ? H, (2.52)

где Z - глубина залегания той точки для которой определяется наружное избыточное давление, м;

h - расстояние от устья до уровня цементного раствора за колонной, м ;

P_нz - наружное давление на глубине Z, МПа;

Н - расстояние от устья до уровня жидкости в колонне, м.

Р_внz = Р_нz - 10^-6. г_в (Z - Н) при Н? Z ? L, (2.53)

где P_нz - наружное давление на глубине Z, МПа ;

г_в - удельный вес жидкости в колонне, н/м³;

Z - глубина залегания той точки для которой определяется наружное избыточное давление, м ;

Н - расстояние от устья до уровня жидкости в колонне, м ;

L - глубина скважины, м;

S₁ - расстояние от устья до середины проницаемого пласта, м.

при Z = H=1000 м : Р _ниz = 10-10^-6.1^.10⁴(1000-1000) = 10 МПа

при Z = L = 2498 м : Р _ниz = 27- 10^-6.1^.10⁴(2498-1000) = 12 МПа

при Z = S₁ = 2460м : Р _ниz = 26.6- 10^-6.1^.10⁴(2460-1000) = 11,5 МПа

в) Определяем наружные избыточные давления при освоении скважины:

- в незацементированой зоне по формуле

Р_ниz = 10^-6 г_р. Z при 0 ? Z ? h, (2.54)

где г_р - удельный вес бурового раствора, н/м³;

Z - глубина залегания той точки для которой определяется наружное избыточное давление, м;

h - расстояние от устья до уровня цементного раствора за колонной, м;

при z = 0: Р_ниz = 0

при z = h = 600: Р_ниz = 10^-6.1,12^.10⁴.600 = 7,8 МПа

- в зацементированной зоне

Р_ниz = Р_нz при h ? Z ? H, (2.55)

где Z - глубина залегания той точки для которой определяется наружное избыточное давление, м;

h - расстояние от устья до уровня цементного раствора за колонной, м ;

P_нz - наружное давление на глубине Z, МПа;

Н - расстояние от устья до уровня жидкости в колонне, м.

при z = h = 600 Р_ниz = 7,8 МПа

при z = H = 1400: Р_ниz = 15,68 МПа

Р_внz = Р_нz - 10^-6. г_в (Z - Н) при Н? Z ? L, (2.56)

где P_нz - наружное давление на глубине Z, МПа ;

г_в - удельный вес жидкости в колонне, н/м³;

Z - глубина залегания той точки для которой определяется наружное избыточное давление, м ;

Н - расстояние от устья до уровня жидкости в колонне, м ;

L - глубина скважины, м;

при Z = H=1400 м : Р _ниz = 10-10^-6.1^.10⁴(1400-1400) = 14 МПа

при Z = L = 2498 м : Р _ниz = 27- 10^-6.1^.10⁴(2498-1400) = 16 МПа

при Z = S₁ = 2663 м : Р _ниz = 26.6- 10^-6.1^.10⁴(2460-1400) = 16 МПа

г) Определяем избыточные давления по окончании эксплуатации (см. рис. 2,б):

Р_ниz = 10^-6 г_р. Z при 0 ? Z ? h, (2.57)

где г_р - удельный вес бурового раствора, н/м³;

Z - глубина залегания той точки для которой определяется наружное избыточное давление, м;

h - расстояние от устья до уровня цементного раствора за колонной, м;

при z = 0: Р_ниz = 0

при z = h = 600: Р_ниz = 7,8 МПа

- в зацементированной зоне

Р_ниz = Р_нz при h ? Z ? H, (2.58)

где Z - глубина залегания той точки для которой определяется наружное избыточное давление, м;

h - расстояние от устья до уровня цементного раствора за колонной, м ;

P_нz - наружное давление на глубине Z, МПа;

Н - расстояние от устья до уровня жидкости в колонне, м.

при z = h = 600: Р_ниz = 7,5 МПа

при z = H = 1500: Р_ниz = 17 МПа

Р_внz = Р_нz - 10^-6. г_в (Z - Н) при Н? Z ? L, (2.59)

где P_нz - наружное давление на глубине Z, МПа ;

г_в - удельный вес жидкости в колонне, н/м³;

Z - глубина залегания той точки для которой определяется наружное избыточное давление, м ;

Н - расстояние от устья до уровня жидкости в колонне, м ;

L - глубина скважины, м;

S₁ - расстояние от устья до середины проницаемого пласта, м.

при Z = H=1500 м : Р _ниz = 10-10^-6.1^.10⁴(1000-1000) = 15 МПа

при Z = L = 2498 м : Р _ниz = 27- 10^-6.1^.10⁴(2498-1500) = 17 МПа

при Z = S₁ = 2460 м : Р _ниz = 26.6- 10^-6.1^.10⁴(2460-1500) = 17 МПа

Построение эпюры избыточных внутренних давлений при испытании на герметичность.

Определяем избыточное внутреннее давление при испытании на герметичность снижением уровня (см. рис. 2, в):

а) в незацементированой зоне по формуле

Р_виz =Р_оп - 10^-6 (г_р - г_ж). Z при Р_оп >1,1Р_ву и при 0 ? Z ? h, (2.60)

где Р_оп - давление опресовки, МПа (Р_оп = 12,5 МПа (см. табл. 2.1 [3] ));

Р_ву - давление на устье внутри колонны, МПа ;

г_р - удельный вес бурового раствора, н/м³;

Z - глубина залегания той точки для которой определяется наружное избыточное давление, м ;

г_в - удельный вес испытательной жидкости, н/м³;

h - расстояние от устья до уровня цементного раствора, м.

при Z = 0 м : Р _вио =Р_оп = 12,5 МПа

при Z = h = 600 м : Р _вио = 12,5- 10^-6. (1,12^.10⁴- 1^. 10⁴)^.600 = 11,78 МПа

б) в зацементированной зоне по формуле

Р_внz = Р_оп + 10^-6. г_ж.Z - [(Р_пл1 - Р_нLо)/(Р_нLо + (z - Lо)/(S₁ - L_о))], (2.61)

где P_оп - давление опресcовки, МПС (Р_оп = 12,5 МПС (см. табл. 2.1 [3]));

Z - глубина залегания той точки для которой определяется внутреннее избыточное давление, м ;

г_ж - удельный вес испытательной жидкости, н/м³;

P_нLо - наружное давление на глубине L_о, МПа;

Р_пл1 - пластовое давление, МПа ;

L_о - расстояние от устья до башмака предыдущей колонны, м;

S₁ - расстояние от устья до середины проницаемого пласта, м.

при Z = S₁ = 2460 м : Р _ви = 12,5 + 10^-6.1^.10^4.2460-26,6 = 10,5 МПа

при Z = L = 2498 м : Р _ви = 12,5 + 10^-6.1^.10^4.2498-27 = 10,8 МПа

при Z = L_о = 400 м : Р _ви = 12,5 + 10^-6.1^.10^4.600-6 = 12,5 МПа

Конструирование обсадной колонны по длине.

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

Конструированная колонна должна обеспечить прочность на расчётные виды нагрузок во всех сечениях и в то же время обладать минимальной, экономической целесообразной материалоёмкостью для данных конкретных условий.

График 2.11. Эпюры наружных и внутренних избыточных давлений

Диаметр колонны определён согласно 2.2.1 и составляет 146 мм.

Толщина стенок и материал труб подбирают в соответствии с эпюрами избыточных давлений и величиной собственного веса труб.

Для компоновки обсадной колонны диаметром 146 мм принимаем, обсадные трубы муфтового соединения с резьбой треугольного профиля по ГОСТ 632-80 исполнения “Б”.

Группу прочности стали, выбираем в соответствии с инструкцией по расчёту обсадных колонн, которая рекомендует начинать расчёт с группой прочности ”Д”.

Основные характеристики для принятых труб по справочным данным в табл. 2.10.

Таблица 2.10 Основные характеристики обсадных труб.

Наружный диаметр, мм	Толщина стенки, мм	Критические давления, МПа	Растягивающие нагрузки, кН	Внутренние давления, кН	Стягивающие нагрузки для соединений труб, кН	Вес 1м трубы, кН
146	6,5	17,4	1058	29	627	0,226
	7	20,1	1136	31,3	693	0,243
	7,7	24	1254	34,3	774	0,265
	8,5	28,4	1372	37,9	872	0,29
	9,5	33,8	1510	42,4	1000	0,321
	10,7	40,2	1686	47,7	1147	0,358

Для принятой группы прочности задача расчёта параметров секций сводится к толщине стенок труб и длины секций с соответствующей толщиной стенок. Расчёт производится с нижней секции, где наружные давления имеют максимальные значения. Необходимо отметить, что в данном случае профиль ствола скважины - наклонно- направленный, поэтому следует учитывать влияние изгиба ствола скважины в зависимости от интенсивности искривления.

Проведём анализ прочностных характеристик и действующих избыточных давлений. Из табл. 4.1 следует, что прочность на внутреннее давление труб с наименьшей толщиной стенки 6,5 мм составляет 29 МПа при наибольшем внутреннем избыточном давлении 12,5 МПа. В данном случае даже наименьшая толщина стенок должна обеспечить условие

n₂ = Р_ви / Р_вио, (2.62)

где n₂ - коэффициент запаса прочности на внутреннее избыточное давление ;

Р_ви - внутреннее давление труб с наименьшей толщиной стенок, МПа ;

Р_вио - наибольшее внутреннее давление, МПа;

, что допустимо (согласно 2.11)

На основании этого в дальнейшем проверку секций на внутреннее избыточные давления не проводим. Определяем параметры секций.

1 СЕКЦИЯ

Расчёт наружных избыточных давлений производим по обобщенным значениям. Расчёт проводим для процесса когда наружные избыточные давления достигают максимальных значений (процесс цементирования скважины). Наружные избыточные давления на забое скважины достигают значения Р_ниL =17,0 МПа.

Толщина стенок труб 1-й секции должна обеспечить такую прочность на наружное избыточное давление, которая удовлетворяет условию

Р ^“_нuL ?Р_пнuL^. n₁

где Р_пнuL - максимальное наружное избыточное давление

на забое скважины, МПа;

n₁ - коэффициент запаса прочности на наружное избыточное давление;

Р ^“нu_L ? 17. 1,2 = 20,88 МПа

По табл.4.1 находим, что этому давлению соответствует трубы с толщиной стенки 7,7 мм, для которых Р_кр = 24 МПа.

Длина 1-ой секции l₁ = 140 м (90 м плюс 50 м выше кровли эксплуатационного объекта). Вес её определяется по формуле

Q₁ = g_i. l_i (2.63)

где l_i -длина соответствующей секции, м ;

g_i - вес 1 м трубы соответствующей секции, кН;

Q₁ - 0,265. 140 = 37,1 кН

По эпюре (график 2.11) определяем расчётные давления Р_нuz на уровне верхнего пласта 1- ой секции на глубине 2460 Р_нuz = 17 МПа. Этому давлению при n₁ = 6,5 мм, для которых Р_кр2 = 17,4 МПа. Определяем значение Р_кр2 для труб второй секции для условий всестороннего нагружения с учётом растягивающих нагрузок от веса первой секции по формуле

, (2.64)

где Р_кр2 - критическое давление для труб 2-ой секции МПа;

Q₁ - вес 1-ой секции, кН;

Q_m - растягивающие нагрузки при которых напряжения в теле трубы достигают предела текучести для труб 2-ой секции, кН;

, МПа

Глубина спуска 2-ой секции принимаем равной L' =2828 м.

Длину 1-ой секции принимаем равной l₁ = 140 м.

2 СЕКЦИЯ

Толщину стенок труб 2-ой секции принимаем равной 6,5 мм. Так как труб диаметром 146 мм с меньшей толщиной стенки нет, а наружные избыточные давления продолжают уменьшаться к устью, то данная толщина стенок выдержит все наружные давления. Следовательно дальнейший расчёт проводим из условия прочности на страгивающие нагрузки от веса предыдущих секций и собственного веса этой секции.

Длина секции из условия прочности на страгивающие нагрузки определяются по формуле

, (2.65)

где g_i - вес 1м труб подбираемой секции, кН ;

Q_i-1 - общий вес нижележащих секции, кН ;

[P] - допускаемая нагрузка кН;

Допускаемая нагрузка определяется по формуле

[P] = P_cm / n'₂, (2.66)

где P_cm - страгивающая нагрузка для соединения труб соответствующей секции, кН;

n'₂ - коэффициент запаса прочности при растяжении для обсадных труб на изогнутом участке ствола.

Коэффициент запаса прочности на растяжение n'₂ определяется по формуле

, (2.67)

где n₂ - коэффициент запаса прочности на растяжение, принимаемый для вертикальной скважины ;

л - коэффициент, учитывающий влияние размеров соединения и его прочностные характеристики, б = 0,04 (см. прил. 20 [3] );

б₀ - интенсивность искривления, б₀ = 2⁰ (10м).

Определяем длину 2-ой секции, предварительно определив значение допускаемой нагрузки по формуле (2.66)

[P] = 627 / 1,2 =522,5 кН

Тогда по формуле (2.65)

Вес секции определяется по формуле (2.63)

Q₂ = 2177. 0,266 = 492 кН

Суммарный вес 2-х секций

Q₁ + Q₂ = 492 + 37,1 кН

3 СЕКЦИЯ

Принимаем толщину стенок труб 3-й секции 7,0 мм. Тогда по формуле (2.66)

[P] = 696 / 1,2 =580 кН

Тогда по формуле (2.65)

Вес секции определяется по формуле (2.63)

Q₃ = 236. 0,243 = 57,35 кН

Суммарный вес 3-х секций

Q₁ + Q₂ + Q₃ = 492 + 30,48 + 57,35 = 580 кН

4 СЕКЦИЯ

Принимаем толщину стенок труб 4-й секции 7,7 мм. Тогда по формуле (2.66)

[P] = 774 / 1,2 =645 кН

Тогда по формуле (2.65)

Вес секции определяется по формуле (2.63)

Q₁ = 247. 0,265 =65,46 кН

4 СЕКЦИЯ

Принимаем толщину стенок труб 5-й секции 8,5 мм. Тогда по формуле (2.66)

[P] = 872 / 1,2 =726 кН

Тогда по формуле (2.65)

Вес секции определяется по формуле (2.63)

Q₁ = 170. 0,265 =49,3 кН

Суммарный вес 5-ти секций

Q₁ + Q₂ + Q₃ + Q₄ +Q₅= 492 + 37,1 + 57,35 +65,46+49,3 = 651 кН

Сводные данные о конструкции обсадной колонны приведены в табл. 2.11.

Таблица 2.11 Сводные данные о конструкции обсадной колонны

№ секции	Группа прочности	Толщина стенки, мм	Длина секции, мм	Вес, кН
				1 м трубы	секции	Cуммарный
1	Д	7,7	140	0,265	37,1	37,1
2	Д	6,5	2177	0,226	492	529
3	Д	7	236	0,243	57,35	586
4	Д	7,7	247	0,265	65,46	651
5	Д	8,5	170	0,29	49,3	701

Технологическая оснастка обсадной колонны

Низ колонны оборудуется башмаком типа БК. Обратный клапан типа ЦКОД. Центраторы типа ЦЦ-146/191-216-1 (ТУ 39 - 01 - 08 - 283 - 77), устанавливаются через 10 м в интервалах продуктивных пластов. При этом как минимум по два центратора должны быть установлено выше и ниже пласта. Минимальное количество центраторов на один объект (при его толщине не менее 10 м ) - четыре (два выше и два ниже). В интервале непосредственно выше башмака кондуктора устанавливается через 10 м три таких же центратора, один на верхней трубе.

Другими элементами технологической оснастки эксплуатационная колонна оборудуется в зависимости от особенностей геологического строения продуктивной части разреза в конкретной скважине.

В добывающих скважинах при толщине разделяющей нефтеносный и водоносный горизонты непроницаемой перемычки 2-8 м, устанавливается заколонный пакер типа ПГПМ-146 (ОСТ 39-1372-89). При толщине разделяющей перемычки до 8 м вместо пружинных центраторов используются жесткие. Устанавливаются аналогичным способом.

На низ обсадной колонны устанавливается башмак, который навинчивается на башмачный патрубок - отрезок толстостенной трубы с боковыми отверстиями. Выбираем башмак БК-146 (ОСТ 39.011-74).

На расстоянии одной двух труб от башмака в колонне устанавливают обратный клапан. Принимаем клапан ЦКОД 146-1 (ТУ 39-01-08-281-77).

2.12 Расчёт параметров цементирования

Обоснование способа цементирования.

Под способом цементирования понимается схема доставки тампонажной смеси в затрубное пространство. По этому признаку выделяют несколько способов цементирования обсадных колонн: прямой одноступенчатый, прямой двухступенчатый, манжетный, цементиро-вание “хвостовиков”.

Среди перечисленных способов цементирования выбираем простейший, отличающийся наилучшей технологичностью, способ прямого одноступенчатого цементирования, к тому же при этом способе можно получить наиболее высокое качество разобщения пластов. Доставка тампонажной смеси в затрубное пространство осуществляется через башмак обсадной колонны.

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

г^мин _гц ? г _гц ? г^макс _гц, (2.68)

где г^мин _гц - минимально возможная плотность гельцементного раствора, г/см³;

г^макс _гц - максимально возможная плотность гельцементного раствора при которой ещё не произойдёт гидроразрыва пород, г/см³.

Облегчённый гельцементный раствор применяется для снижения гидростатического давления на горные породы. Необходимо отметить, что в данном случае интервал эксплуатационного объекта цементируется чистым цементным раствором, а остальное затрубное пространство цементируется гельцементным раствором. На практике было установлено, что достаточно удовлетворительные свойства цементного камня получаются при облегчении гельцементного раствора до плотности г^мин _гц = 1,32 г/см³.

Максимальная плотность гельцементного раствора, при которой ещё не произойдет гидроразрыва пород, определяется из выражения

(2.69)

где L - глубина скважины, м ;

h_бр - расстояние от устья до уровня цементного раствора, м ;

h_цр - высота столба чистого цементного раствора, м ;

h_тс - высота столба тампонажной смеси, м ;

г_ср - допустимое средневзвешеное значение плотности жидкости за колонной, г/см³ ;

г_бр - плотность бурового раствора, г/см³ ;

г_цр - плотность чистого цементного раствора из портландцемента, может быть принята 1,83 г/см³.

Допустимое средневзвешеное значение плотности жидкости за колонной определяется по формуле

(2.70)

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

L - глубина скважины, м ;

л_зп - безразмерный коэффициент гдравлических сопротивлений в затрубном пространстве (л_зп = 0,035) ;

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

g - ускорение свободного падения, м/с² ;

Д_с - диаметр скважины, м ;

Д - наружный диаметр обсадной колонны, м ;

К_к - коэффициент кавернозности ;

На основе вышеизложеного можно сделать вывод, что одноступенчатое цементирование возможно, если г^макс _гц будет больше чем г^мин _гц = 1,32 г/см^3.

По формуле (2.70) получаем

=1,53 г/см³

Таким образом, из выражения (2.69) получим

Так как г^макс _гц = 1,57 г/см³ больше г^мин _гц, то цементирование обсадной колонны в одну ступень возможно. При этом значение плотности гельцементного раствора может быть принято то условие (2.68) в пределах 1,32 ……1,57 г/см³.

Расчёт объемов и типов буферной, продавочной и тампонажной смеси и количества составных компонентов.

а) Состав тампонажной смеси:

тампонажная смесь представляет из себя смесь жидкости затворения, вяжущих веществ и минеральных добавок.

Главными параметрами тампонажной смеси является температура применения и плотность, значение которой должно обеспечить подъем смеси в затрубном пространстве на заданную величину.

В состав гельцементного раствора входят: вода, цемент, наполнитель (глинопорошок) и химические реагенты (при необходимости). В состав цементного раствора входят цемент и вода.

В качестве жидкости затворения используют техническую воду, удельный вес которой составляет 1г/см^3. В качестве вяжущего вещества используем портландцемент тампонажный бездобавочный для умеренных температур марки ПТЦ-ДО-100, так как облегчающих добавок не требуется, а температура на забое скважины составляет 81 ⁰С. Плотность цемента равна 3,12 г/см³.

В качестве наполнителя используем бентонитовый глинопорошок плотностью 2,8 г/см³.

Согласно 2.12 значение плотности гельцементного раствора находится в пределах 1,32 ….1,62 г/см³.

По табл. 3.2.1. [4, с. 17] выбираем плотность гельцементного раствора равной 1,47 г/см³ и принимаем значение глиноцементного отношения равным 0,5.

Водоцементное отношение находим по формуле

М = 0,5 +2,2Б, (2.71)

где М - водоцементное отношение ;

Б - глиноцементное отношение.

М = 0,5 +2,2. 0,5 = 1,6

Окончательное значение плотности гельцементного раствора нахо-дим по формуле

(2.72)

где М - водоцементное отношение ;

Б - глиноцементное отношение ;

г_в - плотность жидкости затворения, г/см³ ;

г_ц - плотность цемента, г/см³ ;

г_н - плотность наполнителя, г/см³;

Таким образом получаем

Плотность чистого цементного раствора находим по формуле

(2.73)

где г_в - плотность жидкости затворения, г/см³ ;

г_ц - плотность цемента, г/см³;

m- водоцементное отношение, принимается в пределах 0,4…0,6;

Приняв значение водоцементного отношения m = 0,5, рассчитываем по формуле (2.73)

б) объем тампонажной смеси и количество составных компонентов.

1. объем тампонажной смеси определяется объемом затрубного пространства подлежащего цементированию и объемом цементного стакана (рис. 3).



Рис. 3

L - глубина скважины, м; hбр - расстояние от устья до уровня тампонажной смеси в затрубном пространстве, м; h_цр - высота столба цементного раствора, м; h_гц - гельцементного раствора, м; h^o_гц - в обсаженном стволе; hсгц - в необсаженном стволе; h_cm - высота цементного стакана; Д_в - внутренний диаметр предыдущей колонны; Д - наружный диаметр обсадной колонны; Д_с- диаметр скважины; d_в- внутренний диаметр обсадной колонны.

При цементировании затрубного пространства часто используют тампонажную смесь разного состава. В частности, интервал эксплуатационного объекта цементируют чистым цементом, а выше лежащий интервал - гельцементным раствором.

Из рис. 3 видно, что объем тампонажной смеси, необходимый для цементирования обсадной колонны, состоит из трёх частей и определяется по формуле

V_mc = (V^зп_цр + V_cm) + V_гц, (2.74)

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

V_mc - объем цементного стакана, м³ ;

V_гц - объем гельцементного раствора в затрубном пространстве, м³;

Объем чистого цементного раствора в затрубном пространстве определяется по формуле

V^зп_цр = р / 4 ((Дс * Кк)² - Д²) * h_цр, (2.75)

где Дс - диаметр скважины, м ;

Д - наружный диаметр обсадной колонны, м;

Кк - коэффициент кавернозности, соответствующий интервалу цементирования (см. табл. 1.1);

h_цр -высота столба чистого цементного раствора за колонной, м;