Розрахунок цементування свердловин

Розрахунок цементування свердловини проводиться з метою визначення необхідної кількості цементу, води, рідини, яка продавлює; вибору типу насоса або цементувального агрегату.

Об’єм цементного розчину, необхідний для створення в затрубному просторі цементного кільця висотою H і цементного стовпа всередині колони h (рис. 12), визначається за формулою

V_ц.р=0,785 [(D_с² – d_з²)·k·Н + d_в·²h], м³,

де D_с – діаметр свердловини, м; d_з – зовнішній діаметр обсадних труб, м;

d_в – внутрішній діаметр обсадних труб, м; k = 1,11,3 – коефіцієнт, який враховує втрати цементного розчину через наявність каверн у свердловині; h = 510 м – висота цементного стакану.

Потрібна кількість сухого цементу для приготування цементного розчину

, т

де _ц – щільність сухого цементу (_ц = 3,1-3,2 т/м³); _в – густина води, т/м³; m – водоцементний фактор; k₀ = 1,11,15 – коефіцієнт, який враховує втрати сухого цементу при приготуванні розчину.

V_в=Q_ц·m, м³.

Для продавлювання цементного розчину необхідно закачувати рідину, яка продавлює, в об'ємі

, м³

де L – глибина свердловини; k_р – коефіцієнт, який враховує стиснення рідини (для води k_р = 1, для глинистого розчину k_р = 1,05).

Т иск, необхідний для продавлювання цементного розчину

, МПа

де _ц.р – густина цементного розчину, т/м³; _р – густина продавлювальної рідини, т/м³.

.

Час, необхідний на цементування свердловин

, хв.

де t_доп. = 1015 хв. – час, який витрачається на допоміжні операції; Q_ц.а. – продуктивність цементувального агрегату, м³/хв.

Тривалість цементування не повинна перевищувати 75 % часу початку схоплювання цементного розчину. Час початку схоплювання цементного розчину можна приблизно приймати як дві години.

Ліквідаційне тампонування свердловин

Ліквідаційне тампонування свердловин – заключний і відповідальний етап буріння, він виконується з метою захисту гірських виробок від попадання в них підземних вод по стволам свердловин, які відпрацьовуються, а також попередження забруднення і перемішування підземних вод різних горизонтів, які мають різні напори і хімічний склад.

Для заповнення свердловин найбільше застосування одержали цементно-піщані, цементно-піщано-суглинисті розчини з водоцементним відношенням більше 0,7 для можливості їх закачування буровими насосами. Однак, вони мають ряд недоліків: не забезпечується повнота заміщення в стволі свердловини промивальної рідини; не забезпечується міцність контакту тампонажного каменю зі стінками свердловин. Ці недоліки усугубляються при використанні промивальних рідин з мастильними домішками.

В Донецькому вугільному басейні введені в дію дві нові методики ліквідаційного тампонування свердловин.

В основі першої методики лежить використання глиноцементних в'язких сумішей, які не твердіють. В основу другої методики покладене використання полімерних тампонажних матеріалів – глинистих розчинів, що твердіють (ОГР), які готуються на основі промивальної рідини, смоли і отверджувача.

Глинисті розчини, що твердіють (ОГР) мають ряд переваг у порівнянні з тампонажними розчинами на основі мінеральних в’яжучих речовин: інертністю компонентів розчину до гірських порід; густиною, яка дорівнює або навіть дещо менше від густини промивальної рідини, що використовується для приготування тампонажного розчину. Строки початку і закінчення твердіння легко регулюються і контролюються. При проникненні ОГР в глинисту кірку і породу забезпечується контакт тампонажного каменю зі стінками свердловини. Полімерний тампонажний камінь має малу газопроникність, сумісність з промивальною рідиною, що оброблена хімічними реагентами. Він також має високі пружно-пластичні властивості, що забезпечує високу надійність герметизації стволу свердловини.

Об’єм тампонажної суміші розраховують виходячи з забезпечення підняття її на необхідну безпечну висоту в інтервалі тампонування.

Висота моста при тампонуванні поодиноких вугільних пластів робочої потужності (більше 0,45 м) повинна бути

,

де 44 – емпіричний коефіцієнт; m – потужність вугільного пласту, м; 5 – інтервал тампонування нижче підошви пласта, м.

Величина 44m висота зони обвалення, обумовлена дією гірської виробки.

Ліквідаційне тампонування свердловин на рудних родовищах, які представлені потужними пластами руди або потужними пачками пластів зазвичай здійснюється цементними або глиноцементними розчинами з заповненням усього стволу свердловини. Склад глиноцементного розчину: на 1 м³ глинистого розчину 100 кг цементу, 10 кг рідкого скла.

Розрахунок кількості тампонажного розчину здійснюється за формулою

, м³

де D_c – діаметр свердловини на і-му інтервалі з урахуванням каверн, м; Н – висота тампонажного мосту або глибина свердловини на і-му інтервалі, м.

Зміст звіту

1. Обґрунтування прийнятих способів тампонування обсадних колон.

2. Розрахунок цементування обсадних колон.

3. Обґрунтування способу ліквідаційного тампонування свердловини.

4. Розрахунок кількості матеріалів для ліквідаційного тампонування свердловини.