Slavdom-nn.ru

Славдом НН
13 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Расчет высоты подъема цементного раствора

Способ определения высоты подъема цементного раствора в заколонном пространстве скважины

1. СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВЫСОТЫ ПОДЪЕМА ЦЕМЕНТНОГО РАСТВОРА В ЗАКОЛОННОМ ПРОСТРАНСТВЕ СКВАЖИНЫ путем определения давления в пластах, вскрьгааемых скважиной, и собственно определения высоты подъема цементного раствора по необходимому давлению в скважине, противодействующему пластовьм давлениям, отличающийся тем, что, с целью повьшения эффективности определения высоты подъема цементного раствора путем учета фильтрационных свойств цементного раствора, после определения давления в пластах приготовляют порцию цементного раствора , отмечают в ней снижение гидростатического давления до гидростатического давления жидкости затворения , после чего определяют начальный градиент фильтрации флюида пласта в порции цементного раствора , а высоту подъема цементного раствора определяют дополнительно по полученному начальному градиенту фильтрации флюида пласта из выражения ..LlVln И м где Р — давление в нижележащем пласте. Па; Р — давление в вышележащем (Л пласте (на устье скважины ) , Па; Р — расстояние между пластами или между пластом и устьем скважины, м; р — плотност-ь жидкости ,затворения цементного раствора, кг/м , q,- — ускорение свободного падения , м/с J JP — начальньм градиент фильтрации флюида через цементный раствор, Па/м; 2. Способ ПОП.1, отличающийся тем, что начальный градиент фильтрации флюида пласта в порции цементного раствора определяют в момент половины времени начала схватывания цементного раствора.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин и процес су их крепления, а именно к области цементирования обсадных колонн. Цель изобретения — повьшение эффективности определения высоты подъ ема цементного раствора путем учета фильтрационных свойств цементного раствора. В предлагаемом способе интервал заполнения рассчитывают из условия создания непроницаемой перемычки, в сота которой определяется начальным градиентом фильтрации тампонажного раствора, измеренного в момент поло вины времени начала его схватывания . Это время выбрано потому, что оно ориентировочно соответствует моменту падения давления столба тампонажного раствора до гидростати ческого, когда создаются наиболее благоприятные условия для образования флюидопроводящих каналов.т.е. возникает максимальный перепад давл ния между пластами при еще неустойчивой структуре тампонажного раство Способ осуществляют следующим об разом. Перед цементированием обсадных колонн в скважинах определяют необходимый объем цементного раствора для заполнения расчетного интервала скважины. ,Тля этого приготовляют порцию цементного раствора из цемента , который намечают к использованию . В лабораторных условиях опре деляют в ней снижение гидростатичес кого давления до гидростатического давления жидкости затворения. Существуют установки и методы, позволяющие определить время падения давления столба тампонажного ра твора до гидростатического в лабораторных условиях, Анализ кривых падения давле«ия тампонажного раствора (измерение давления и температуры в зацементированной части заколонного пространства скважины), записанных с п мощью скважинных приборов, позволяет установить закономерность, показывающую , что время падения давлени столба тампонажного раствора до гид ростатического всегда меньше начала схватывания тампонажного раств ра и ориентировочно соответствует его половине. -ii2 После падения давления тампонажного раствора до гидростатического при наличии аномальности пластового давления могут создаваться условия для фильтрации пластового флюида через структуру тампонажного раствора. При этом, очевидно, первоначально пластовый флюид вытесняет по поррвым каналам жидкость затворения.тампонажного раствора. Во всех случаях (также и при измерении начального градиента фильтрации) речь идет о фильтрации жидкости (газа) через структуру тапонажного раствора. С помощью известной установки для измерения начального градиента фильтрации тампонажного раствора измеряют давление, при котором начинается фильтрация жидкости через поровое пространство формирующейся структуры тампонажного раствора. Процесс . измерения производится непрерывно (автоматически) с момента заливки тампонажного раствора в установку и определяется начальный градиент фильтрации для любого момента заданного промежутка времени. Для расчета минимально необходимого интервала заполнения тампонажным раствором затрубного пространства скважины используются значения начального градиента филг трации в момент половины времени начала схватывания раствора. Начальный градиент определяется следующим образом. Измеряют максимальные значения давления , . соответствующие началу фильтрации поровой жидкости в направлении снизу вверх через исследуемую пробу тампонажного раствора, и минимальные наоборот. Первая величина есть сумма порового давления и давления, обусловленного сопротивлением порового пространства , т.е. . ; а вторая — разность этих величин. Рин-Рр- оЬ, где Pf, — поровое давление. Па , ti — высота исследуемой пробы раствора, м. Из этих формул получают начальньй градиент фильтрации

Читайте так же:
Состав песчано цементной смеси м200

Разность давлений фильтрации и инфильтрации, отнесенная к удвоенной длине фильтрации, дает максимальное значение начального градиента фильтрации для измеряемого промежутка времени. У

Затем используя информацию о величинах пластовых давлений и глубинах залегания пластов, по формуле, приведенной вьпие, определяют необходимый интервал заполнения заколоя:ного пространства цементным раствором .

Р, 24-10 Па; Р2 1-10 Па; 2300 м; Jos2000 Па/м-, ,81 м/с i Яж.З кг/м. Следовательно, Н 668,5 м.

Таким образом, в рассматриваемом периоде флюидопроявления по зацементированному заколонному пространству скважины предотвращаются при высоте

столба цементного раствора не менее 668,5 м.

В противном случае меязду разобща . емыми пластами или пластом и дневной поверхностью необходимо разметить дополнительные средства герметизации, например, пакерующие устройства, так как в противном случае возможно затрубное проявление.

Применение предлагаемого способа при цементировании нефтяных и газовых скважин позволит повысить качество разобщения пластов, а также регламентировать размещение на колонне пакетирующих средств.

Экономическая эффективность . т от применения предлагаемого способа образуется за счет сокращения ремонтно-изоляционных работ по ликвидации межпластовых перетоков, а также уменьшения расхода цемента за счет сокращения высоты подъема, цементного раствора за колонной.

Об утверждении федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»

XXI. Требования безопасности к процессу крепления ствола скважины

399. Тампонажные материалы, используемые при производстве буровых работ, должны иметь сертификаты, подтверждающие их качество. Свойства тампонажных материалов и формируемого из них цементного камня должны соответствовать рабочему проекту.

400. Спуск и цементирование обсадных колонн проводятся по планам, разработанным буровой организацией и согласованным пользователем недр (заказчиком). К плану прилагаются исходные данные для расчета обсадных колонн, использованные коэффициенты запаса прочности, результаты расчета обсадных колонн (компоновка колонны) и их цементирования, анализ компонентов тампонажной смеси, а также акт готовности скважины и буровой установки к спуску и цементированию колонны.

401. При возникновении в процессе производства буровых работ недоспуска обсадной колонны, оперативное решение об изменении положений рабочего проекта принимается после согласования с заказчиком и последующим уведомлением проектной организации.

402. Планирование процесса крепления ствола скважины должно проводиться на основании информации, полученной по результатам ГИС в процессе бурения и (или) каротажных работ.

403. Применение компонентов тампонажной смеси без проведения предварительного лабораторного анализа для условий предстоящего цементирования колонны запрещается.

404. Для сохранения естественной проницаемости пористых и пористо-трещиноватых коллекторов продуктивных отложений тампонажные растворы должны иметь минимально возможную фильтрацию. Общая минерализация тампонажных растворов должна быть близка к минерализации буровых растворов, применяющихся при вскрытии продуктивных горизонтов.

405. Расчетная продолжительность процесса цементирования обсадной колонны не должна превышать 75% времени начала загустевания тампонажного раствора по лабораторному анализу.

406. Выбор тампонажных материалов и растворов на их основе должен осуществляться с учетом следующих требований:

тампонажный материал и сформированный из него камень должны соответствовать диапазону статических температур в скважине по всему интервалу цементирования;

рецептура тампонажного раствора подбирается по динамической температуре и давлению, ожидаемым в цементируемом интервале скважины;

плотность тампонажного раствора должна быть не ниже плотности бурового раствора и буферной жидкости. Ограничением верхнего предела плотности тампонажного раствора при прочих равных условиях является недопущение разрыва пород под действием гидродинамического давления в процессе цементирования.

Читайте так же:
Техника безопасности при установке цементного моста

Цементный камень при наличии в цементируемом интервале агрессивных сред должен быть коррозионностойким к воздействию этих сред и устойчивым к деформации при перфорации и ГРП.

407. Обсадные колонны в пределах интервала цементирования должны оснащаться элементами технологической оснастки, номенклатура и количество которых определяются рабочим проектом на бурение скважины, а места установки уточняются с учетом фактического состояния ствола скважины по материалам ГИС.

408. Режим спуска обсадных колонн и гидравлическая программа цементирования должны рассчитываться и осуществляться таким образом, чтобы обеспечить минимально возможную репрессию на продуктивные горизонты и не допускать осложнений, связанных с гидроразрывом пород и поглощением. В процессе цементирования должна обеспечиваться непрерывная приборная регистрация параметров, характеризующих этот процесс.

409. Направления и кондуктора цементируются до устья. В нижележащей части стратиграфического разреза цементированию подлежат:

продуктивные горизонты, кроме запроектированных к эксплуатации открытым забоем;

продуктивные отложения, не подлежащие эксплуатации, в том числе с непромышленными запасами;

напорные водоносные горизонты с коэффициентом аномальности более 1,3;

водоносные проницаемые горизонты, находящиеся или планируемые к разработке;

горизонты вторичных (техногенных) скоплений нефти и газа;

интервалы, сложенные пластичными породами, склонными к деформациям;

интервалы, породы которых или продукты их насыщения способны вызывать ускоренную коррозию обсадных труб.

410. Высота подъема тампонажного раствора по длине ствола скважины над кровлей продуктивных горизонтов, за устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения секций обсадных колонн, а также за башмаком предыдущей обсадной колонны в нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150 и 500 м.

При включении в состав обсадных колонн межколонных герметизирующих устройств они должны располагаться на высоте не менее 75 м для нефтяных скважин и 250 м для газовых скважин выше башмака предыдущей обсадной колонны, устройства ступенчатого цементирования и узла соединения секций обсадных колонн. В таких случаях высота подъема тампонажного раствора ограничивается высотой расположения межколонного герметизирующего устройства.

Не допускается приступать к оборудованию устья скважины до окончания ОЗЦ и определения высоты подъема цемента за обсадной колонной.

411. Разрыв сплошности цементного камня в интервалах цементирования не допускается. Исключения составляют случаи встречного цементирования в условиях поглощения.

412. Общая проектная высота подъема тампонажного раствора за обсадными колоннами должна обеспечивать:

научная статья по теме РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ РАСЧЕТА ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА КРЕПЛЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН Геофизика

Цена:

Авторы работы:

Научный журнал:

Год выхода:

Текст научной статьи на тему «РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ РАСЧЕТА ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА КРЕПЛЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН»

Разработка методики расчета показателей качества крепления нефтяных и газовых скважин

д.т.н., профессор, заведующий отделом,

Научно-исследовательский комплексный отдел бурения и исследования скважин, СургутНИПИнефть, ОАО «Сургутнефтегаз»

Приведена формула расчета обобщенного показателя качества крепления скважин. Большинство расчетов основано на уравнении Харрингтона.

ELABORATION OF CALCULATION METHODS OF SETTING QUALITY INDICES OF OIL AND GAS WELLS

V. FYODOROV, S. KOTELNIKOV, M. DYUSYUNGALIEV, SurgutNIPIneft There is given calculation formula of summarized index of wells setting quality.

Keywords: exploitation life, oil and gas wells, cement slurry, cement stone, summarized index of setting quality

Срок эксплуатации нефтяных и газовых скважин во многом определяется режимами разработки месторождения и качественным состоянием крепи. В свою очередь, на качество крепи оказывает влияние множество факторов, одним из которых является нарушение или невыполнение требований проектных решений по креплению скважин. На сегодняшний день около 30% отклонений от проектных решений приходится на долю крепления скважины.

Следствием низкого качества крепления может являться негерметичность обсадных колонн и межколонного пространства, отсутствие сцепления цементного камня с обсадной колонной, межколонные давления, что в конечном итоге приводит к сокращению срока службы скважины и снижению эффективности ее эксплуатации.

Читайте так же:
Как укладывать цементную стяжку

Вопрос повышения качества крепления и долговечности скважины как строительного сооружения остается актуальным не одно десятилетие. На протяжении этого периода существенное развитие претерпели технологии цементирования, включая цементировочное оборудование и тампо-нажные материалы. Но вместе с этим значительно усложнились условия бурения и повысились требования к нефтегазовым скважинам как к промышленным объектам.

В большинстве случаев качество крепления и техническое состояние скважин в нефтегазовой отрасли определяется такими геофизическими методами, как акустическая цементометрия, гамма-гамма плот-ностная цементометрия и методом гидравлической опрессовки межколонного и внут-риколонного пространства. В результате проведенных геофизических исследований и опрессовок соответствующими службами выдаются результаты в виде заключений и актов.

На основании полученных результатов нефтегазодобывающие управления (НГДУ) принимают решение о принятии скважины на баланс или о необходимости проведения ремонтных работ. Ввиду отсутствия обще-

принятой методики комплексной оценки технического состояния скважин возникают спорные моменты между управлениями буровых работ (УБР) и НГДУ при сдаче и приемке скважин.

В последнее время все чаще встречаются статьи, посвященные разработке методики оценки качества крепления и расчету долговечности скважин на основе данных геофизических исследований [1, 2, 3]. Помимо комплексной оценки технического состояния скважин, упрощения взаимоотношений между УБР и НГДУ разработка методики позволит установить влияние тех или иных факторов на срок эксплуатации нефтяных и газовых скважин, обоснованно планировать сроки ремонтных работ и способствовать повышению безопасности эксплуатации скважин.

На основании исследований различных авторов, собственного научного и производственного опыта, была разработана методика расчета показателей качества крепления скважин. Основой разработки методики послужил переход к безразмерным показателям, оценивающим качество по выбранным критериям (высота подъема тампонажного раствора за обсадной колонной, результаты исследований акустического каротажа и т. п.). В некоторых случаях для перехода к безразмерному показателю была применена функция желательности, предложенная Харрингтоном и описанная в работе А.И. Булатова [4].

Кроме того, конструкция эксплуатационных скважин включает в себя от двух до четырех обсадных колонн: направление, кондуктор, техническая колонна, эксплуатационная колонна. Поскольку каждая спущенная обсадная колонна является элементом инженерного сооружения, то оценка качества конструкции сначала выполняется для каждой колонны отдельно, а затем для всей конструкции в целом.

Ниже приведены основные этапы расчета показателей качества крепления.

1. Показателем оценки качества учитывающим отклонение фактического диаметра скважины от номинального диа-

метра скважины, принимается среднеквадратичное отклонение от номинального диаметра скважины фактических диаметров скважины, определенных методом кавернометрии.

где Dном — номинальный диаметр скважины, мм; D. — фактический диаметр скважины, мм; п — количество измерений каверномера. 2. Расчет показателя оценки соответствия высоты подъема цемента за обсадной колонной.

В ОАО «Сургутнефтегаз» при цементировании обсадной колонны до устья, если в заключении по цемен-тометрии отмечен уровень подъема цемента в интервале 0 — 50 м, то при наличии актов о регистрации выхода на устье цементного раствора уровень подъема цемента за колонной считается до устья.

Исходя из этого условия, показатель оценки соответствия высоты подъема тампонажного раствора за обсадной колонной рассчитывается по формуле:

Табл. 3. Коэффициенты весомости для различных обсадных колонн и типов тампонажных растворов

где hф — фактический уровень подъема цемента от устья (определяется по данным цементометрии), м.

При цементировании обсадной колонны нефтяных скважин с перекрытием «башмака» предыдущей колонны на 150 м (пункт 2.7.4.11 ПБ 08-624-03 [5]) показатель оценки соответствия высоты подъема тампонажного раствора рассчитывается по формуле:

где Lб — глубина спуска «башмака» предыдущей обсадной колонны, м;

Читайте так же:
Цемент 500 до 800

hп — проектный уровень подъема цемента от устья, м;

hф — фактический уровень подъема цемента от устья, м.

3. Показатель оценки сплошности цементного камня в заколонном пространстве ^ для интервала цементи-

Табл. 1. Значение коэффициента Я1 23 4 5 для интервала расположения тампонажного раствора плотностью 1500 — 1520 кг/м3

Характер заполнения Обозначение Значение коэффициента, q

Цемент, канал в цементе, неоднородный цемент 1,00

1ельцемент q2 1,00

Канал в гельцементе q4 0,83

Неоднородный гельцемент qз 0,58

Нет цемента, не ясно q5 0,00

Табл. 2. Значение коэффициента Я1 23 4 5 для интервала расположения тампонажного раствора плотностью 1800 — 1820 кг/м3

Характер заполнения Обозначение Значение коэффициента, q

Канал в цементе q2 0,83

Неоднородный цемент qз 0,58

1ельцемент q4 0,34

цемент, нет цемента, q5 0,00

Весомости для типов тампонажных

Обсадная колонна растворов, Ь

цементный раствор р=1500 кг/м3 цементный раствор р=1800 кг/м3

1 кондуктор 0,3 0,7

2 техническая 0,4 0,6

3 эксплуатационная 0,2 0,8

рования рассчитывается по результатам гамма-гамма цементометрии(СГДТ)по формуле 4.

где q1 234 5 — коэффициенты, соответствующие характеру заполнения заколонного пространства, выбираются в зависимости от применяемого типа тампонажного раствора (табл. 1, 2);

11, 12, 13, 14, 15 — суммарная длина интервалов с соответствующими характерами заполнения.

При применении двух типов тампонажных растворов (облегченного и нормальной плотности) коэффициент качества сплошности цементного камня в зако-лонном пространстве рассчитывается отдельно для интервалов расположения облегченного тампонажного раствора и тампонажного раствора нормальной плотности.

Показатель качества сплошности цементного камня в заколонном пространстве к3 рассчитывается по формуле 5.

где Ь°6 , Ьнорм- — коэффициенты весомости, определяемые экспертным методом в зависимости от типа обсадной колонны (табл. 3).

4. Показатель оценки степени центрирования обсадной колонны к4 рассчитывается от максимального значения эксцентриситета колонны в интервале между продуктивным пластом и источником обводнения.

где с — максимальный эксцентриситет обсадной колонны в интервале между продуктивным пластом и источником обводнения.

Для обсадных колонн 146 мм: а = — 4,60, Ь = 5,89, для обсадных колонн 168 мм: а = -4,60, Ь =6,38.

5. Показатель качества сцепления цементного камня с обсадной колонной k5 оценивается по результатам интерпретации акустического каротажа (АКЦ) и рассчитывается по формуле, предложенной НПО «Бурение» [6].

На основе заключения АКЦ рассчитывается показатель качества сцепления для интервала цементирования

где 11, 12, 13, 14 — длины участков, соответственно, со «сплошным», «частичным», «плохим» и «отсутствием» контакта цементного камня с обсадной колонной, м.

При применении двух типов тампонажных растворов (облегченного и нормальной плотности) частный показатель качества сцепления рассчитывается отдельно для интервалов расположения облегченного тампонажного раствора и тампонажного раствора нормальной плотности.

Табл. 4. Коэффициенты весомости обсадных колонн для различных конструкций скважин

Тип конс- Коэффициенты весомости для колонны, eu

трукции направление кондуктор техническая эксплуатационная

двухколонная — 0,2 — 0,8

трехколонная — 0,05 0,15 0,8

четырех-колонная 0,05 0,05 0,2 0,7

Показатель качества сцепления цементного камня с обсадной колонной к5 рассчитывается с учетом коэффициентов весомости по формуле 8.

где Ьоб, Ьнорм — коэффициенты весомости интервала цементирования, определяемые экспертным методом в зависимости от типа обсадной колонны (табл. 3).

6. Показатель оценки герметичности обсадной колонны рассчитывается по результатам испытания колонны на герметичность методом опрессовки.

Согласно ПБ 08-624-03, если в течение 30 минут давление опрессовки снизилось не более чем на 5 кгс/см2 (0,5 МПа), колонна считается герметичной. Таким образом, показатель оценки герметичности обсадной колонны рассчитывается по формуле

7. Расчет показателя оценки герметичности межколонного пространства производится на основе результатов испытания на герметичность методом оп-р

Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.

Читайте так же:
Глиноземистый цемент его свойства

Пoхожие научные работы по теме «Геофизика»

  • МАТЕРИАЛЫ, ОПУБЛИКОВАННЫЕ В 2010 Г

ГУСЬКОВ И.В., ИБРАГИМОВ Н.Г., КАТЕЕВ Р.И., КОЗЛОВ А.А., ХУСНУТДИНОВА Р.К. — 2009 г.

Бурение грунтовых зондов, установка энергетических колодцев

  • All
  • Casing design theory and practice
  • Drilling engineering
  • Gasification
  • Handbook of Cellulosic Ethanol
  • Vergasungstechnik
  • Wood gas as engine fuel
  • Альтернативная энергетика без тайн
  • Альтернативные источники энергии и энергосбережение
  • Бассейны, водоемы и пруды
  • Биогаз на основе возобновляемого сырья
  • БИОЭНЕРГЕТИКА:. мировой опыт и прогноз развития
  • Биоэнергия: технология, термодинамика
  • БІОЕНЕРГЕТИЧНІ УСТАНОВКИ ОБЛАДНАННЯ ТА ТЕХНОЛОГІЇ ПЕРЕРОБКИ. ОРГАНОВМІСНИХ ЕНЕРГОРЕСУРСІВ
  • Благоустройство загородного участка
  • Бурение
  • Бурение н оборудование гидрогеологических скважин
  • Бурение разведочно — експлуатационой скважины
  • Бурение разведочных скважин
  • Бурение скважин
  • БУРЕНИЕ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ ИЗМЕНЕНИЯ АГРЕГАТНОГО СОСТОЯНИЯ ГОРНЫХ ПОРОД
  • Бурение скважин на воду
  • БУРЕНИЕ СКВАЖИН ПРИ РАЗВЕДКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СТРОИТЕЛЬНЫХ МАТЕРИАЛОВ
  • БУРОВЫЕ УСТАНОВКИ ЗИФ-650М, ЗИФ-1200МР И БСК-2М2-100
  • Бытовые насосы
  • Виогаз
  • Вода в металлургии
  • ВОДНОЕ ХОЗЯЙСТВО
  • Водопровод, сантехника, трубы
  • Водоснабжение, водопотребление
  • ВОДОХРАНИЛИЩА
  • ВОЗОБНОВЛЯЕМЫЕ ИСТОЧНИКИ ЭНЕРГИИ
  • ВОЗОБНОВЛЯЕМЫЕ ИСТОЧНИКИ. ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
  • Все о воде
  • Геолого-технологическис исследования в процессе бурения
  • ЕНЕРГЕТИЧНІ ТА ЕКОЛОГІЧНІ. АСПЕКТИ
  • Естественная энергетика
  • Естественная энергетика
  • Заключение
  • Инженерные основы новой энергетики
  • ИНЖЕНЕРНЫЕ РАСЧЕТЫ ПРИ БУРЕНИИ ГЛУБОКИХ СКВАЖИН
  • ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ВОЗОБНОВЛЯЕМОЙ ЭНЕРГИИ
  • Источники Энергии
  • ИСУ
  • Колодцы и скважины
  • Курс бурильщика колонкового кернового бурения
  • МЕХАНИКА В РАЗВЕДОЧНОМ БУРЕНИИ
  • Мікробіологічні аспекти перероблення органічних відходів
  • Нетрадиционные источники энергии
  • Океан как динамическая система
  • Определение наружных давлений
  • ОПЫТ БУРЕНИЯ СКВАЖИН НА ВОДУ
  • ОРГАНИЗАЦИЯ ПРОИЗВОДСТВА И ЭКОНОМИКА БУРЕНИЯ ВОДОЗАБОРНЫХ СКВАЖИН
  • ОСЛОЖНЕНИЯ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН (ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ, ЛИКВИДАЦИЯ)
  • Отопление
  • ОХРАНА И МОНИТОРИНГ ПОВЕРХНОСТНЫХ ВОД СУШИ
  • Пассивные кондиционеры
  • ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ВОЗОБНОВЛЯЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ ЭНЕРГИИ В РОССИИ. ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ВОЗОБНОВЛЯЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ ЭНЕРГИИ В РОССИИ
  • Понятие о скважине
  • ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ И ЛИКВИДАЦИЯ ПРИХВАТОВ ТРУБ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН
  • Предупреждение самопроизвольного искривления скважин
  • ПРИБОРЫ И СРЕДСТВА КОНТРОЛЯ ПРОЦЕССОВ БУРЕНИЯ
  • Прибрежное бурение Краснодарского края
  • ПРОМЫВОЧНЫЕ ЖИДКОСТИ И ТАМПОНАЖНЫЕ РАСТВОРЫ
  • Промышленные насосы
  • РАЗВЕДОЧНОЕ БУРЕНИЕ
  • Разное
  • Разные статьи
  • РАСЧЕТ И ОПТИМИЗАЦИЯ ПРОЦЕССОВ БУРЕНИЯ СКВАЖИН
  • РАЦИОНАЛЬНАЯ ОТРАБОТКА И ИЗНОСОСТОЙКОСТЬ ШАРОШЕЧНЫХ ДОЛОТ
  • Системы воздушного отопления
  • СПЕЦИАЛЬНЫЕ РАБОТЫ ПРИ БУРЕНИИ И ОБОРУДОВАНИИ СКВАЖИН НА ВОДУ
  • Справочник бурильщика
  • СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ БУРЕНИЯ СКВАЖИН
  • Сточная канава, чистка стоков
  • ТЕМПЕРАТУРНЫЙ РЕЖИМ БУРЯЩИХСЯ СНВАЖИН
  • ТЕОРИЯ, КОНСТРУКЦИЯ И РАСЧЕТ ЛОКОМОБИЛЯ
  • Тепловое оборудование
  • ТЕПЛОЕНЕРГЕТИЧНІ УСТАНОВКИ. ТА ЕКОЛОГІЧНІ АСПЕКТИ. ВИРОБНИЦТВА ЕНЕРГІЇ
  • ТЕПЛООБМЕН ПРИ БУРЕНИИ МЕРЗЛЫХ ПОРОД
  • Термогидравлика при бурении скважин
  • Техническая литература по бурению
    • Учебник инженера: Бурение горизонтальных скважин (1998г.)
  • Техническое проектирование колонкового бу­рения
  • ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ИЗМЕРЕНИЯ И АВТОМАТИЗАЦИЯ ПРОЦЕССА БУРЕНИЯ
  • Технология и техника разведочного бурения
  • Фундаментальные открытия кванта пространства-времени. и сверхсильного электромагнитного взаимодействия
  • Экологическая техника
  • ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ИСТОРИЯ
  • Электро-химические генераторы
  • Энергосбережение

Расчет цементирования под направление

1. Плотность цементного раствора: рцр= рв• рц•(1+m)/(рв+ m•рц),

Где рв – плотность воды

Рц – плотность цемента

M – водоцементное отношение

Рцр=3100•1000•(1+0,5)/(1000+0,5• 3100)=1830 кг/м3

2. Необходимое количество цементного раствора

Vцр=0,785•[(к•D2-dн2)•hц+ d 2•h]

К – коэффициент, учитывающий возможное увеличение диаметра скважины

D – диаметр скважины, м

Dн – наружный диаметр обсадных труб, м

D – внутренний диаметр обсадных труб, м

Hц – высота подъема цемента в затрубном пространстве

H – высота цементного стакана

3. Необходимое количество сухого цемента

Кц – коэффициент, учитывающий потери цемента.

4. Необходимый объем воды

5. Количество продавочной жидкости

Vпр=0,785•к2•d2•(L-h)=0,785•1,05•0,4062• (6-5)=0,136 м3

К2 – коэффициент, учитывающий сжимаемость жидкости

голоса
Рейтинг статьи
Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector