Бурение поисковой скважины

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Геологический раздел

1.1 Физико-механические свойства горных пород

1.2 Давление и температура по разрезу скважины

1.3 Возможные осложнения при бурении скважины

2. Технико-технологический раздел

2.1 Бурение с аэрацией промывочной жидкости по 245 мм колонн

2.2 Выбор конструкции скважины

2.3 Выбор тампонажных материалов и буферных жидкостей

2.4 Расчет промежуточной колонны

2.5 Подготовка к спуску обсадной колонны

2.6 Расчет цементирования промежуточной колонны

2.7 Поглащение при цементировании обсадных колонн

2.8 Углубление скважины

3. Охрана труда и природы

3.1 Охрана труда и природы

3.2 Охрана природы при вскрытии пласта

4. Организационно-экономический раздел

4.1 Производственный процесс в строительстве скважины

4.2 Организация бурения скважин

4.3 Экономическое обоснование продолжительности строительства проектируемой скважины

4.4 Экономическое обоснование сметной стоимости строительства проектируемой скважины

4.5 Технико-экономические показатели

Список литературы

Введение

Бурение, как средство проникновения в глубь земной коры с целью ее изучения и добычи полезных ископаемых, использовалось человеком еще в древности. Самые первые шаги человеческой цивилизации были связаны с освоением минеральных богатств земных недр, которое невозможно без проходки разведочных и эксплуатационных скважин.

Сохранились многочисленные гидрогеологические скважины-колодцы, пробуренные еще до нашей эры в долине реки Нил в Египте. Иногда эти памятники буровой технологии имеют высеченные на камне тексты, в которых указывается дата сооружения скважины. Некоторые из них продолжают снабжать людей водой в пустыне спустя более чем 2000 лет. Известны и технические средства, посредством которых древними египтянами осуществлялось бурение скважин. Первоначально бурение скважин выполнялось грубыми каменными (кремнёвыми) долотами, крепившимися к деревянному шесту. С развитием металлургии на смену каменному долоту пришло металлическое сверло-зубило. Египтяне использовали для бурения ручное сверло-зубило. Найдены буровые инструменты, имеющие возраст 5000 лет

Бурение скважин для добычи воды применялось и в древнем Китае, где буровая технология достигла высокой степени совершенства. Литературные источники следующим Образом описывают технологию бурения в древнем Китае. Для разрушения горной породы на забое скважины использовались тяжелые металлические зубила, прикрепленные к бамбуковым шестам. С помощью пеньковых канатов буровой инструмент поднимался над забоем скважины и сбрасывался с высоты вниз. При падении на забой тяжелое долото дробило горную породу. Частицы мелко раздробленной горной породы смешивались с водой и периодически вычерпывались из скважины ведром малого диаметра. Основоположником такого способа бурения в Китае был великий инженер древности Ли Пэн.

До настоящего времени существует и широко применяется на практике способ ударно-канатного бурения, схема реализации которого точно соответствует схеме технологии бурения древних китайцев.

Первая из известных на европейском континенте скважина была пробурена в 1126 г. на юге Франции в провинции Па-де-Кайес, известной так же как Артойс, отсюда пошло современное общее название самоизливающихся водозаборных скважин - артезианские скважины.

В 1818 г. по предложению физика Араго французское министерство земледелия учредило специальный фонд бурения скважин. В 1830 г. парижский буровой мастер Дегуссе пробурил в Туре артезианскую скважину глубиной 120 м. В 1833 г. муниципалитет Парижа начал бурение скважины на воду, которая к 1839 г. достигла глубины 492,5 м, после чего было выполнено крепление стенок скважины обсадными трубами, а затем продолжено ее бурение, и 26 февраля 1841 г. на глубине 548 м был вскрыт водоносный пласт, из которого вода хлынула фонтаном на высоту 33 м. Буровой мастер Мюло специальным королевским указом был награжден высшей наградой Франции - орденом Почетного Легиона. В 1855 г. в Париже была пробурена скважина глубиной 528 м с дебитом 15 000 мУсут.

Бурение скважин для добычи воды - наиболее распространенная область применения буровых работ в доиндустриальное время во многих странах мира. Однако отработанная при проходке гидрогеологических скважин технология постепенно распространялась и на решение других задач по добыче и разведке полезных ископаемых. Особенно заметно это проявилось в России, где бурение водоподъемных скважин в крепостях и городских кремлях Москвы (XV в), Троице-Сергиевой лавры (1654 г), Переславле-Залесском (1691 г), Мценске (1669 г), Белозере (1674 г) сопровождалось скважинной добычи минеральных солей из подземных залежей. Соляные варницы упоминались еще в грамоте князя Святослава Олеговича, которая была пожалована им Софийскому собору в 1137 г. Известен первый рукописный русский учебник по технологии бурения скважин для разведки и добычи каменной соли - "Роспись как зачать делать новую трубу на новом месте". Написанный в XVII в. этот свод правил обобщил многовековую практику бурения скважин в России. В нем подробно описаны буровой инструмент, его установка и приемы бурения; приведены рекомендации по методике взятия проб грунта и рассолов, сведения о способах ликвидации аварий, ведении записей при бурении, об изготовлении буров и других частей бурового инструмента. О высоком уровне технологической культуры бурения скважин в России свидетельствует и тот факт, что в Росписи содержится 128 специальных буровых терминов русского происхождения и не содержится ни одного иностранного термина. В дополнительной тетради, приложенной к Росписи, приводились описания наиболее удачно пробуренных скважин и отмечалось, в частности, что одна из скважин ("труб", как они именуются в руководстве) достигла глубины 88 саженей (~ 188 м).

В XVII в. в Русском государстве было уже много высококлассных специалистов по бурению. Их приглашали то на один, то на другой соляной промысел для проходки буровых скважин. История сохранила имена Анисима Тарасова из Старой Руссы, Николая Жигулева из Тотьмы и др.

Качественный скачок в технологии бурения был связан с первой промышленной революцией - началом эпохи индустриализации, что обусловило использование паровых машин, двигателей внутреннего сгорания и электродвигателей высококачественных конструкционных сталей и твердых сплавов, новых химических реагентов и новых способов разрушения горной породы.

К середине XIX в. в разных частях России были пробурены десятки глубоких скважин, решавших разнообразные задачи.

Резкое увеличение объемов геологоразведочных работ, сопровождавшееся ростом промышленности и прежде всего тяжелой индустрии, а также большие масштабы месторождений, вовлекаемых в производственный процесс, потребовали существенного пересмотра методов поисков и разведки месторождений полезных ископаемых. Появились новые системы разведки, основным элементом которых были сети буровых скважин. Взамен дорогостоящих и малопроизводительных горно-разведочных работ при разведке твердых полезных ископаемых все в больших объемах стало применяться бурение. Изменился и характер технологических задач буровых работ: обеспечение полноты и достоверности вещественного опробования полезного ископаемого, формирование необходимых условий для постановки в глубине недр геофизических исследований, поддержание заданных параметров пространственных сетей - новые задачи существенно изменили содержание технологии бурения, обогатили ее новыми техническими средствами и приемами работы. Очень большое влияние на развитие средств и способов бурения оказали успехи нефтяной геологии, в результате чего бурение стало главным средством поисков, разведки и добычи нефти и природного газа.

1. Геологический раздел

1.1 Физико-механические свойства горных пород.

Физико-механические свойства горных пород приведены в таблице 1.

Таблица 1 Физико-механические свойства горных пород

1.2 Давление и температура по разрезу скважины

Давление и температура по разрезу скважины представлены в таблице 2.

Таблица 2. Давление и температура по разрезу скважины

Интервал, м	Градиент давления кгс/см2 на 10 м	Температура, °С
от	до	Пластового	Гидроразрыва	Горного
0	280	1,0	1,73	1,79	20
280	1000	0,95	1,81	2,20	37
355	380		1,02
395	480		0,98
755	760		1,02
1000	1360	0,98	1,92	2,26	45
1250	1275		1,13
1360	1720	0,98	1,95	2,27	50
1550	1560		1,13
1720	1840	0,96
1840	2035	1,02	1,98	2,28	52
2035	2610	1,03	2,00	2,32	70
2610	2740	1,06	2,10	2,40	80

1.3 Возможные осложнения при бурении скважины

Сведения о поглощении бурового раствора приведены в таблице 3.

Данные об осыпях и обвалах представлены в таблице 4.

Возможные нефтегазоводопроявления представлены в таблице 5.

Таблица 3.Поглощения бурового раствора

Таблица 4. Осыпи и обвалы стенок скважины

Интервал, м	Рекомендуемые буровые растворы	Время до начала осложнения	Мероприятия по ликвидации последствий
от	до	Тип	Плотность г/см3	Дополнительные данные
0	280	Гуматный	1,10	Водоотдача до 8 см3/30 мин	до суток	Проработка и промывка
1100	1360	Полимерглинистый	1,10	Водоотдача до 7 см3/30 мин	нет данных	Проработка и промывка
1640	1840	Полимерглинистый	1,14	Водоотдача до 7 см3/30 мин	нет данных	Проработка и промывка
2595	2610	Полимерглинистый	1,10	Водоотдача до 7 см3/30 мин	нет данных

Таблица 5. Нефтегазоводопроявления

Интервал, м	Вид проявляемого флюида	Длина столба газа при ликвидации проявления, м	Плотность смеси, г/см3	Условия возникновения	Характер проявления
от	до			внутреннего (устье)	наружного
1275	1360	Газ	1360	0,001	0,13	Снижение противод.	Пузырьки газа
1670	1675	Газ	1675	0,001	0,16	Снижение противод.	Пузырьки газа
1780	1785	Газ	1785	0,001	0,17	Снижение противод.	Пузырьки газа
1790	1800	Газ	1800	0,001	0,18	Снижение противод.	Пузырьки газа
2610	2740	Нефть	1150	0,686?0,705	0,828?0,832	Снижение противод.	Перелив

2. Технико-технологический раздел

2.1 Бурение скважин с аэрацией промывочной жидкости по 245 мм колон

На площадях, где по геологическим условиям возможно возникновение частичного, полного или катастрофического поглощения промывочной жидкости, интервалы бурения с промывкой аэрированной технической водой устанавливаются геолого-техническим нарядом.

Технология бурения скважин с промывкой аэрированным буровым раствором является наиболее распространенной разновидностью технологии бурения скважин с использованием газообразных агентов в силу наименьших ограничений, налагаемых геологическими и гидрогеологическими условиями разрезов месторождений.

Эта технология применяется в сочетании с любым способом бурения, базирующимся как на забойных двигателях (турбобурах, ВЗД или электробурах), так и роторе.

В свою очередь технология бурения с промывкой аэрированной водой в настоящее время по ряду причин технического и организационного характера имеет более широкую область применения по сравнению с технологией бурения с промывкой аэрированным буровым раствором.

Аэрированный буровой раствор - это дисперсная система воздуха в растворе, в которой дисперсной фазой является воздух, а дисперсионной средой раствор.

В настоящее время в качестве дисперсной фазы наибольшее распространение получил воздух, хотя в принципе для этих целей могут быть применены природный газ, азот, гелий и другие газы, а в качестве дисперсной среды используется вода, различные буровые растворы (полимерные, эмульсионные, известково-битумные, хлоркальциевые и др.) и нефть.

Термин аэрированный буровой раствор является обобщающим. Этим термином пользуются, когда нет необходимости уточнять, какая именно среда применяется в качестве жидкой фазы аэрированного бурового раствора, а газовой фазой является воздух.

В тех случаях, когда необходимо подчеркнуть род раствора, используемого в качестве жидкой фазы, а газовой фазой является воздух, терминология вносит конкретный характер: например, бурение с промывкой аэрированной водой, бурение с промывкой аэрированным глинистым раствором, бурение с промывкой аэрированным полимерным раствором, бурение с промывкой аэрированной нефтью и т. п.

Выбору месторождения (площади) для проведения опытного бурения отдельных интервалов скважин с промывкой аэрированным буровым раствором (аэрированной водой) или внедрения этого метода должно предшествовать изучение комплекса вопросов, связанных с геологией и гидрогеологией разреза месторождения, принятой техникой и технологией бурения на нем, выбором средств и методов борьбы с возможными осложнениями или предупреждения их при проводке ствола с использованием аэрированного бурового раствора (аэрированной воды), решением организационных задач и ожидаемым при этом экономическим эффектом.

При решении вопроса о возможности и целесообразности применения технологии бурения с промывкой аэрированной водой в конкретных условиях выбранного интервала бурения на месторождении (площади) в первую очередь должны быть детально проанализированы вопросы устойчивости слагающих геологический разрез пород, склонность их к разрушению под действием геологических и технологических факторов, наличия или отсутствия газонефтепроявляющих пластов, зон поглощений бурового раствора (воды) и водонасыщенных пород, глубины их залегания, толщины и возможный приток флюидов при создании депрессии в стволе скважины.

Технология бурения с промывкой аэрированной водой применима при проводке интервалов скважин, геологические разрезы которых представлены устойчивыми породами, бурение которых принятым в буровом предприятии способом может осуществляться с промывкой технической или минерализованной пластовой водой.

Технология бурения с промывкой аэрированной водой обеспечивает высокую эффективность проводки ствола, особенно при наличии в разрезе скважины зон частичного или полного поглощения бурового раствора, за счет:

существенного снижения затрат времени и материально-технических средств на борьбу с поглощением бурового раствора;

значительного сокращения непроизводительных затрат времени на ожидание набора (или доставки ) воды, разбуривание шламовых стаканов в стволе скважины и ликвидацию осложнений, связанных с их образованием;

кратного увеличения показателей работы долот (проходки на долото в 1,5 - 2 раза и механической скорости бурения до 100 %) путем выбора, создания и поддержания рациональных и оптимальных режимов циркуляции аэрированной воды и режимов бурения.

Основными факторами, обуславливающими эффективность прохождения зон поглощений бурового раствора и увеличение проходки на долото, его стойкости и механической скорости бурения при использовании технологии бурения с промывкой аэрированной водой, являются:

снижение величины аэрогидродинамического давления столба аэрированной воды на проходимые породы и устранение превышения этого давления над давлением пластовых флюидов, содержащихся в порах пород, (или создание депрессии в стволе), обуславливающие состояние гидродинамического равновесия в системе "скважина-пласт" (или притока пластовых флюидов), исключающие, с одной стороны, поглощение, а с другой - облегчающие отделение выбуренных частиц породы от забоя;

улучшение очистки забоя от выбуренной породы в следствие действия ряда физических и физико-химических явлений в призабойной зоне, таких как: эффект присутствия пузырьков воздуха в поступающей на забой аэрированной воде, включающий флотационный, кавитационный и расклинивающий эффекты; высокая вымывающая способность высокотурбулентного потока аэрированной воды, создающая наиболее благоприятные условия для захвата и выноса отделенных от забоя частиц породы и тем самым обеспечивающая работу долота по чистому забою без повторного перемалывания породы;

увеличение выносной способности аэрированной воды в затрубном пространстве скважины, обуславливающее своевременный и полный вынос выбуренной породы из призабойной зоны и скважины и тем самым исключающее возможность осадконакопления в стволе скважины и повышающее эффективность работы долота на забое;

уменьшение во всех элементах циркуляционной системы буровой установки пульсаций давления аэрированной воды и тем самым улучшение условий работы всего энергетического оборудования и бурового инструмента.

Действие указанных факторов следует рассматривать в совокупности, так как они взаимосвязаны и взаимообусловлены и оказывают определенное влияние на эффективность как процесса разрушения породы на забое, так и всего технологического процесса бурения с промывкой аэрированной водой.

Эти условия разработаны с целью улучшения технико-экономических показателей бурения скважин под 245 - мм промежуточную колонну в интервале 300 - 1000 м на Памятной, Сасовской, Добринской площадях, 500-1250 м на Чернушенской площади и аналогичных по геолого-техническим условиям площадях ОАО "ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть" за счет применения технологии бурения ротором с промывкой аэрированной водой, базирующейся на использовании компрессорных установок фирмы "DANMAR" и вращающихся превенторов фирмы "WILLIAMS" .

Технология бурения скважин с промывкой аэрированной водой имеет свои специфические особенности, которые определяют необходимость применения специального и стандартного бурового оборудования и бурильного инструмента. Эта технология специальных требований к стандартному буровому оборудованию, КНБК и долотам не предъявляет.

Бурение скважин с промывкой аэрированной водой производится с помощью стандартных серийно выпускаемых буровых установок, в комплект которых дополнительно включается следующее специальное оборудование:

передвижные компрессорные установки с манифольдной обвязкой;

вращающийся превентор с обвязкой с очистной системой буровой установки;

гаситель скорости (деаэратор);

система противодавления;

емкость - аккумулятор.

Для аэрации воды применяется компрессорная установка высокого давления, смонтированная на прицепном трейлере закрытого типа, включающая:

1. первичный двухступенчатый винтовой компрессор высокого давления фирмы "LE ROI" с дизельным приводом, имеющий следующую техническую характеристику:

производительность, м³\мин - 35,0

давление нагнетания, Мпа - 1,72

2. бустерный двухступенчатый поршневой компрессор высокого давления фирмы "GARDNER DENVER" с дизельным приводом, имеющий следующую техническую характеристику:

производительность, м³\мин - 39,7

давление на входе, МПа - 1,38

давление на выходе, МПа - 12,4

Компрессорная установка монтируется на территории расположения буровой установки на расстоянии не менее 15м от устья скважины. Она обвязывается с манифольдом буровых насосов с помощью нагнетательного воздухопровода, включающего: обратный клапан, задвижки и сбросовые линии с задвижками. Все запорные элементы в обвязке рассчитаны на высокое давление, соответствующее максимальному давлению, развиваемому используемой компрессорной установкой.

Монтаж и обвязка специального оборудования осуществляется согласно принципиальной схеме, увязанной с конкретными условиями расположения применяемой буровой установки. Принципиальная схема обвязки специального оборудования приведена на рис.1.

В качестве средства для герметизации устья скважины применяется вращающийся превентор диаметром 16 ? " фирмы "WILLIAMS" , имеющий следующую техническую характеристику:

давление, Мпа

рабочее (номинальное) - 3,5

при испытании (стационарное) - 7,0

частота вращения ствола (максимальная), об/мин - 100

Схема обвязки устья скважины применяемая на площадях ОАО "ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть" представлена на рис.2. Использование аэрированной воды требует изменения подхода к выбору рациональных типов долот. Как показала практика при бурении с промывкой аэрированной водой в значительной степени увеличивается стойкость опор долота и в несколько меньшей степени - его вооружение, а также изменяется износ долота по диаметру. Поэтому для достижения наибольшей эффективности бурения с промывкой аэрированной водой, особенно в твердых, крепких и средней твердости породах, следует применять гидромониторные долота со штыревым и полуштыревым вооружением типов: ТКЗ, ТЗ, К, ТК, СЗ.

Для бурения ротором с промывкой аэрированной водой интервала ствола под 245-мм промежуточную колонну (на Памятной, Добринской, Чернушенской и др. площадях) рекомендуется использовать долота 295,3 СЗ - ГАУ - R 37, предназначенные для бурения в абразивных породах средней твердости. Для восстановления циркуляции аэрированной воды при бурении в условиях зон поглощений и наличии межпластовых перетоков, когда циркуляция не восстанавливается в процессе совместного нагнетания в скважину воды и воздуха в компановку бурильной колонны включается пусковой клапан типа КП-178 или пусковой переводник.

Непосредственное руководство бурением возлагается на ответственного исполнителя, назначаемого из числа инженерно-технических работников сервисной службы. Специфические технологические операции, связанные с выполнением работ по бурению интервалов скважины с промывкой аэрированной водой, как например, включение и отключение компрессорных установок, установка и снятие патрона вращающегося превентора, создание противодавления на устье скважины и т.п. должны проводиться только по указанию ответственного исполнителя.

Перед началом бурения с промывкой аэрированной водой на скважине необходимо провести ряд следующих подготовительных технологических мероприятий:

- Очистить емкости буровых насосов от выбуренной породы и загустевшего бурового раствора с целью исключения ошибок в определении интенсивности притока или поглощения воды объемным способом при наблюдении за балансом жидкой фазы газожидкостной смеси в процессе бурения;

- Предусмотреть в обвязке желобной системы емкость-аккумулятор для сбора части воды, вытесняемой из скважины воздухом в процессе восстановления циркуляции аэрированной воды;

- Заполнить водой емкости буровых насосов, запасные водяные емкости и емкость-аккумулятор в количестве, достаточном для бесперебойного бурения;

- Подготовить земляной амбар с надежной обваловкой для сбора излишков пластовой воды, приток которой возможен в случаях создания значительных депрессий на проходимые поглощающие (или водоносные) пласты. Объем амбара должен быть рассчитан на сбор пластовой воды в количестве не менее 1000 м3;

- Обеспечить запас бурового раствора требуемого по ГТН качества в объеме, достаточном для заполнения ствола скважины в случае возникновения технологической необходимости, с учетом долива скважины при подъеме бурильной колонны.

Одним из основных понятий, характеризующих технологический процесс бурения с промывкой аэрированной водой, является степень аэрации, которая определяет режим циркуляции аэрированной воды в циркуляционной системе скважины и режим роторного бурения, обуславливающих эффективность проводки ствола в конкретных геолого-технических условиях месторождения.

За показатель степени аэрации в практике бурения скважин принимают соотношение расходов жидкой и газовой фаз. Обычно эту величину выражают как безразмерную, но по сути своей она характеризует, какой объем воздуха, приведённый к нормальным условиям, приходится на единицу объема воды, нагнетаемых в скважину совместно в единицу времени, т.е. выражается в объемных единицах.

Расходы воды и воздуха выбираются опытным путем в процессе бурения. При этом в зависимости от конкретных условий создаются различные режимы циркуляции аэрированной воды и режимы бурения (оптимальные или рациональные), определяющие эффективность применения роторного бурения с промывкой аэрированной водой.

Признаками установившегося режима циркуляции аэрированной воды являются:

- Равномерный и стабильный выход потока аэрированной воды из скважины;

- Практически постоянное давление аэрированной воды в стояке (по величине ниже, чем в пусковой период и при циркуляции не аэрированной воды) и в выкидной линии;

- Неизменность уровня воды в приёмных емкостях буровых насосов.

Перед наращиванием бурильной колонны необходимо сначала отключить компрессор, а затем буровые насосы, предварительно вытеснив воздух из манифольда путем нагнетания не аэрированной воды в бурильную колонну.

Перед подъёмом бурильной колонны производится один цикл промывки ствола скважины не аэрированной водой, т.е. аэрированная вода вытесняется как из бурильной колонны, так и из затрубного пространства до устья скважины.

Рациональным режимом бурения ротором с промывкой аэрированной водой признается такой, который из всех возможных вариантов сочетания расходов воды и воздуха позволяет обходиться минимальным расходом жидкой фазы газожидкостной смеси, обеспечивающим сравнительно эффективное разрушение породы на забое и вынос выбуренной породы на поверхность или в зону поглощения (без образования в стволе шламового стакана) и исключающим поглощение жидкой фазы. Однако, поскольку определение минимального расхода жидкой фазы, удовлетворяющего поставленным условиям, является достаточно трудной задачей, допускается при этом бурение с созданием депрессии в стволе, вызывающей приток пластовых вод или поглощение жидкой фазы с небольшой интенсивностью. Оптимизация режима бурения с промывкой аэрированной водой осуществляется по стоимости 1 м проходки. Применение аэрированной воды при проводке скважины вносит изменения в процессы проведения спускоподъемных операций и наращивания бурильной колонны, в связи с чем требуется выполнение особых мер предосторожностей.

После спуска в скважину бурильной колонны в корпус вращающегося превентора устанавливается вращающийся патрон с уплотнителем под используемые бурильные и ведущую трубы и крепится в нем с помощью специального устройства, в частности, в превенторе фирмы "WILLIAMS" посредством быстроразъёмного зажима.

- На ведущей трубе устанавливаются вкладыши вращающегося превентора соответствующего типоразмера, вставляются вкладыши ротора и зажимы ведущей трубы, которые стопорятся.

- В скважине создается или восстанавливается циркуляция аэрированной воды (в зависимости от гидрогеологических условий в ней ) и после цикла промывки и выхода на установившийся режим циркуляции производится бурение ствола.

- При наличии в разрезе зон поглощений с целью снижения пускового давления, облегчения и ускорения процесса восстановления циркуляций аэрированной воды в скважине в бурильной колонне устанавливается пусковой клапан или пусковой переводник. Пусковой клапан рекомендуется располагать м интервале либо перекрытом обсадной колонной, либо в открытом стволе, представленном плотными, устойчивыми к размыву породами.

При наращивании бурильной колонны с целью обеспечения и ускорения этого процесса должен быть соблюден следующий порядок операций:

- Приподнять бурильную колонну над забоем на длину ведущей трубы;

- Перевести компрессорную установку на режим холостого хода, т.е. прекратить подачу воздуха в скважину, не отключая бурового насоса;

- Вытеснить аэрированную воду из бурильной колонны;

- Отключить буровой насос;

- Убедиться в отсутствии давления в нагнетательной линии (в стояке по манометру);

- Отвернуть ведущую трубу;

- Произвести все операции по наращиванию бурильной колонны обычным способом;

- Включить буровой насос и вслед за ним компрессорную установку для подачи в скважину воды и воздуха (аэрированной воды) в требуемых количествах.

Перед подъёмом бурильной колонны из скважины для смены долота, отработанного с промывкой аэрированной водой, или по какой-либо другой причине, предусматривается следующий порядок операций:

- Провести цикл промывки скважины с промывкой аэрированной водой;

- Приподнять бурильную колонну над забоем на длину ведущей трубы;

- Перевести компрессорную установку на режим холостого хода, не отключая бурового насоса;

- Вытеснить водой аэрированную воду полностью из бурильных труб затрубное пространство или до устья (в зависимости от конкретных условий в скважине);

- Отключить буровой насос;

- Убедиться в отсутствии давления в нагнетательной линии (в стояке -по манометру);

- Отвернуть ведущую трубу и установить её в шурф;

- Приступить к подъёму бурильной колонны из скважины обычным способом;

- Раскрепляется вращающийся патрон (с уплотнителем), поднимается на нижней муфте первой свечи и устанавливается с ней на подсвечник "за палец";

- Для предохранения от износа уплотнителя необходимо вращающийся патрон подвешивать на бурильной трубе с помощью специального хомута.

В вопросах безопасности ведения буровых работ неспецифичных для бурения скважин с промывкой аэрированной водой, следует руководствоваться действующими "Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности", "Правилами пожарной безопасности в нефтяной промышленности", "Правилами пожарной безопасности при проведении сварочных и других огневых работ на объектах народного хозяйства", а также правилами установленными администрацией ООО "Нижневолжскбурнефть". За время существования сервисной службы с 1994 года, с применением компрессорных установок "DANMAR" и вращающихся превенторов "WILLIAMS" была пробурена 71 скважина с общей проходкой 37925 м.

Рис. 2. Схема обвязки-устья скважины для бурения с промывкой аэрированной водой под 245-мм промежуточную колонну.

1 - обсадная колонна диаматом 245 мм;

2 - колонная головка К-595;

3 - катушка 12 3/4''х12 3/4'';

4 - переходная катушка 12 3/4''х16 3/4'';

5 - вращающийся первентор фирмы "Уильямс'';

6 - быстрораземный зажим первентора;

7 - вращающаяся головка первентора;

8 - вкладыш первентора под ведущую трубу;

9 - ведущая труба;

10 - манометр;

11 - переходная катушка выкида превентора;

12 - задвижка;

13 - быстроразъемное соединение;

14 - соединение с буровым рукавом;

15 - оттяжка.

2.2 Выбор конструкции скважины

Под конструкцией скважины понимают совокупность данных о количестве и глубинах спуска обсадных колонн, диаметрах обсадных колонн и долот для бурения под каждую колонну, интервалах цементирования.

Для выбора количества обсадных колонн и глубины их спуска используют совмещенный график давлений, который можно построить по данным таблицы 2 "Давление и температура по разрезу скважины". Из таблицы выбираем величины пластовых давлений р_пл по разрезу скважины, давлений гидроразрыва горных пород р_гр и рассчитываем эквиваленты градиентов давлений к_пл и к_гр:

где g = 9,8 м/с² - ускорение свободного падения;

Н_пл и Н_гр - глубина залегания пластов с давлениями соответственно р_пл и р_гр, м.

Под эквивалентом градиента давления понимают плотность такой жидкости, столб которой в скважине на глубине Н_пл или Н_гр создает давление равное пластовому р_пл или давлению гидроразрыва р_гр.

График строят в координатах глубина - эквивалент градиента давления. В каждом сечении скважины должно выполняться условие

р_пл < р_гс < р_гр,

где р_гс - гидростатическое давление столба бурового раствора, которое рассчитывают по формуле

р_гc = _бр·g·H,

где _бр - плотность бурового раствора, кг/м³;

Н - высота столба жидкости в скважине, м.

Заменив величины давлений соответствующими эквивалентами градиентов давлений, получим неравенство в следующем виде

к_пл < _бр < к_гр.

Нарушение первой части неравенства приведет к флюидопроявлению, второй части - к поглощению бурового раствора.

График совмещенных давлений приведен на рисунке 3.

Заштрихованная область показывает допустимые величины плотности бурового раствора. На графике выделяются 3 зоны с различными условиями бурения, следовательно, в конструкции скважины будет 3 обсадные колонны: кондуктор до глубины 365 м, промежуточная колонна - 1070 м, эксплуатационная колонна - 2605 м, продуктивный пласт в интервале 2595 ? 2740 м перекрыт фильтром в виде хвостовика.

Заказчик, то есть НГДУ, задает диаметр эксплуатационной колонны D_э = 168,3 мм В зависимости от него рассчитывают диаметры долот и обсадных колонн.

Вычисляем диаметр долота для бурения под фильтр, приняв толщину стенки эксплуатационной колонны s_э = 11 мм:

D_дф = D_э - 2 · s_э - ?,

где ? - кольцевой зазор между долотом и внутренней поверхностью обсадной колонны, мм; ?=4?5 мм;

D_дф = 168,3-2 · 11 - 4= 142 мм.

Из таблицы 3.1 [1, стр. 20 ? 22] принимаем ближайший стандартный диаметр долота D_дф= 139,7 мм.

Определяем диаметр муфт хвостовика:

D_мф = D_дф - д_ф,

где д_ф _ кольцевой зазор между муфтой обсадной трубы и стенкой скважины, мм.

Согласно рекомендаций [2, стр. 51] для обсадных колонн диаметром менее 168,3 мм, д = 15 ? 20 мм. Так как скважина вертикальная, принимаем д_ф = 15 мм.

D_мф= 139,7-15 = 125 мм.

Из таблицы 7.1 [1, стр. 126?127] принимаем ближайший стандартный диаметр обсадных труб для фильтра D_ф = 127,0 мм.

Рис.3. График совмещенных давлений

Рассчитываем диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну:

D_дэ = D_мэ + 2 · д_э,

где D_мэ - наружный диаметр наибольшего элемента обсадной колонны (муфты или раструба), мм.

Из таблицы 7.1 [1, стр. 126 ? 127] диаметр муфт обсадных труб D_э = 168 мм D_мэ = 188 мм. Согласно рекомендаций [2, стр. 51] д_э = 25 мм.

D_дэ= 188 + 25 = 213 мм.

Из таблицы 3.1 [1, стр. 20 ? 22] принимаем ближайший стандартный диаметр долота D_дэ = 215,9 мм.

Внутренний диаметр промежуточной колонны определяем из условия:

d_пв = D_дэ + ? = 215,9 + 4 = 220 мм.

Определяем наружный диаметр промежуточной колонны при толщине стенки трубы s_п = 12 мм:

D_п = d_пв + 2·s_п = 220 + 2·12 = 244мм.

Из таблицы 7.1 [1, стр. 128] принимаем трубы диаметром D_п = 244,5 мм, у которых D_мп = 270 мм. Кольцевой зазор д_п - 25 мм.

Диаметр долота для бурения под промежуточную колонну:

скважина бурение аэрация колонна

D_дп = 270 + 25 = 295 мм.

Из таблицы 3.1 [1, стр. 20 ? 22] выбираем ближайший стандартный диаметр трехшарошечного долота D_дп = 295,3 мм.

Внутренний диаметр кондуктора:

d_кв = 295,3 + 4 = 299 мм.

Вычисляем наружный диаметр кондуктора при толщине стенки s_к=12мм:

D_к = 299+ 2·12 = 323 мм.

По таблицы 7.1 [1, стр. 128] принимаем трубы диаметром D_к = 323,9 мм, у которых D_мк = 351 мм. Кольцевой зазор д_к = 39 мм

Диаметр долота для бурения под кондуктор:

D_дк = 351 + 39 = 390 мм.

Из таблицы 3.1 [1, стр. 20 ? 22] выбираем ближайший стандартный диаметр трехшарошечного долота D_дк = 393,7 мм.

Согласно рекомендаций [2, стр. 52 ? 54] выбираем интервалы цементирования кондуктор - до устья (0 ? 365 м), промежуточная колонна - до устья (0 ? 1070 м); эксплуатационная колонна - выше башмака предыдущей колонны (870 ? 2605 м).

Результаты расчетов сводим в таблицу 6.

Таблица 6 Конструкция скважины

Наименование элемента конструкции скважины	Интервал установки, м	Диаметр колонны, мм	Диаметр долота, мм	Интервал цементирования, м
Кондуктор	0 ? 365	323,9	393,7	0 ? 365
Промежуточная колонна	0 ? 1070	244,5	295,3	0 ? 1070
Эксплуатационная колонна	0 ? 2605	168,3	215,9	870 ? 2605
Фильтр	2595 ? 2740	127	139,7	--

2.3 Выбор тампонажных материалов и буферных жидкостей

Цементирование кондуктора.

Наибольшая температура в интервале 0 ? 365 м t_з.к = 20 °С, поглощающие и напорные пласты с высоким давлением отсутствуют. Поэтому выбираем тампонажный материал обычной плотности на основе портландцемента для "холодных" скважин ПЦТ-50, у которого плотность р_пцт.к = 3150 кг/м³, насыпная объемная масса г_пцт.к = 1210, водоцементное отношение m_пцт.к = 0,50.

Вычисляем плотность цементного раствора

где _в = 1000 кг/м³ - плотность воды;

Для разделения бурового и цементного растворов и улучшения качества цементирования выбираем в качестве буферной жидкости техническую воду. Так как в цементируемом интервале присутствую породы склонные к осыпям и обвалам, то для понижения фильтрации обрабатываем воду карбоксиметилцеллюлозой (КМЦ) в количестве 1,5%. В этом случае плотность буферной жидкости р_буф.к = 1020 кг/м³.

Цементирование промежутоной колонны.

Наибольшая температура в интервале 365 ? 1070 м на забое скважины t_э.п = 25 °С, имеются поглощающие пласты, которые изолируют в процессе бурения. Поэтому выбираем облегченный тампонажный материал ОЦГ плотностью _ОЦГ.п = 2260 кг/м³, насыпная объемная масса г_ОЦГ.п = 840 кг/м³, водоцементное отношение m_ОЦГ.п ⁼ 0,95.

Вычисляем плотность цементного раствора

Так как для промывки скважины в данном интервале применяется вода, буферную жидкость при цементировании промежуточной колонны не применяем.

Цементирование эксплуатационной колонны.

Наибольшая температура в интервале 1070 + 2605 м t_э.э = 70 °С, имеются поглощающие пласты, которые изолируют в процессе бурения. Поэтому выбираем для интервала 870 + 2300 м облегченный тампонажный материал ОЦГ плотностью _ОЦГ.э = 2260 кг/м³, насыпная объемная масса г_ОЦГ.э = 840 кг/м³, водоцементное отношение m_ОЦГ._э = 0,95. В интервале 2300 + 2605 выбираем тампонажный материал обычной плотности на основе портландцемента для "горячих" скважин ПЦТ-100, у которого плотность _ПЦТ.э = 3000 кг/м³, насыпная объемная масса г_ПЦТ.э = 1210, водоцементное отношение m_ПЦТ.э = 0,50.

Средневзвешенная плотность цементного раствора.

Для улучшения качества цементирования выбираем буферную жидкость, состоящую из воды обработанной МБП-С, плотность которой _буф.э = 1020 кг/м³. Результаты выбора и расчетов сводим в таблицу 7.

Таблица 7 Материалы для цементирования обсадных колонн

Элемент конструкции скважины	Интервал цементирования, м	Тип цемента	Плотность раствора, кг/м3	Насыпная объемная масса, кг/м3	Тип буферной жидкости	Плотн буф. жидк
Кондуктор	0 ? 365	ПЦТ-50	1835	1210	Вода	1020
Промежуточная колонна	0 ? 1070	ОЦГ	1400	840	--	--
Эксплуатационная колонна	870 ? 2300 2300 ? 2605	ОЦГ ПЦТ-100	1400 1800	840 1210	Вода	1020

2.4 Расчет промежуточной колонны

Исходные данные.

Диаметр колонны D_H = 244,5 мм.

Глубина спуска колонны L = 1070 м.

Расстояние от устья до уровня жидкости в колонне при поглощении Н =10м.

Плотность жидкости при поглощении р_бр =1140кг/м³.

Расстояние от устья до уровня тампонажного раствора за колонной h = о м.

Средняя плотность тампонажного раствора р_цр = 1400 кг/м³.

Плотность опрессовочной жидкости р_ож = 1000 кг/м³.

Плотность нефти р_н = 633 кг/м³.

Глубина залегания кровли пласта Н_пл = 2610 м.

Пластовое давление продуктивного горизонтар_пп = 29,0 МПа.

Коэффициент разгрузки цементного кольца к = 0,30.

Так как h = 0, выбираем расчетную схему III.

Определяем наружные избыточные давления для следующих характерных точек:

1)z = 0; p_ни1 = g·_цр·z·10^-6,

р_ни1 = 9,81·1400·0·10^-6 = 0 МПа,

2) z = L; р_ни2 = g·[(_цр - _бp)·L + _бр·Н]·10^-6(1 - к),

р_ни2 = 9,81-[(1400 - 1140)·1070 + 1140·10]·10^-6·(1 - 0,30) = 0,73 МПа,

где z - координата глубины, м.

Определяем внутренние избыточные давления из условия испытания обсадной колонны на герметичность для следующих характерных точек

1) z = 0; р_ви1 = р_оп или р_ви1 = 1,1 р_у.

Из таблицы 9.4 [4, стр. 280] для труб диаметром 244,5 мм р_оп = 9,0 МПа.

1,1·р_у=1,1·(р_пл-g·р_н·Н_пл·10^-6)=1,1·(29,0-9,81·633·2610·10^-6)=14,1 МПа;

Так как 9,0 < 14,1, принимаем р_ви1 = 14,1 МПа.

2) z = L; р_ви2 = {р_ви1 - g·[(_цр - _ож)·L]}·10^-6·(1 - к);

р_ви2 = (14,1 - 9,81·[(1400 - 1000)·1070]}·10^-6·(1 - 0,30) = -1,00 МПа;

По результатам расчетов строим эпюры наружных и внутренних избыточных давлений приняв масштаб по глубине в 1 см - 100 м; масштаб по давлению в 1 см 1 МПа (рисунок 4).

Рис.4. Эпюры наружных и внутренних избыточных давлений

а - эпюра наружных избыточных давлений; б - эпюра внутренних избыточных давлений

Выбираем для промежуточной колонны отечественные обсадные трубы с треугольной резьбой исполнения Б.

Согласно рекомендаций [4, стр. 281] выбираем величины коэффициентов запаса прочности при расчете:

а) на наружное избыточное давление n_к = 1,0;

б) на внутреннее избыточное давление n_в = 1,45;

в) на растяжение (страгивание) n_с = 1,30.

Определяем допустимое наружное (критическое) давление для труб первой (нижней) секции

р_дн1 = n_кр_ни2 = 1,00,73 = 0,73 МПа.

Из таблицы 7.5 [3, стр. 136 ? 137] находим, что этому давлению соответствуют трубы из стали группы прочности Д;

с толщиной стенки д₁ = 8,9 мм;

для которых критическое давление р_кр1 = 10,0 МПа;

допустимое внутреннее давление р_в1= 24,2 МПа;

допустимая растягивающая нагрузка Р_ст1 = 1630 кН;

вес одного метра трубы с учетом муфты q₁ = 0,526 кН/м.

Определяем длину 1-й секции из расчета на растяжение

L₁=(P_ст1/n_c)/q₁,

L₁ = (1630/1,3)/0,526 = 2384 м.

Принимаем L₁ = 1070 м.

Проверяем трубы 1-й секции на соответствие внутреннему избыточному давлению Верхняя труба 1-й секции находится на устье скважины. Внутреннее давление в этом сечении р_ви1 = 14,1 МПа. Рассчитываем коэффициент запаса прочности на внутреннее давление

n_в = р_в1/р_ви1 = 24,2/14,1 = 1,72 > 1,45.

Рассчитываем вес секции

Q₁ = 0,526-1070 = 563 кН.

Таблица 8 Результаты расчетов сводим в таблицу 8

Номер секции снизу вверх	Диаметр секции, мм	Толщина стенки, мм	Группа прочности материала труб	Интервал установки труб, м	Длина секции, м	Вес 1 м труб, кН/м	Вес секции, кН
1	244,5	8,9	Д	0?1070	1070	0,526	563
Всего	0?1070	1070	--	563

2.5 Подготовка к спуску обсадной колонны

Успешный спуск обсадной колонны в скважину определяется правильной подготовкой обсадных труб, нижней и верхней частей обсадной колонны, буровой вышки, бурового оборудования, инструмента и ствола скважины.

2.5.1 Подготовка обсадных труб

Обсадные трубы, предназначенные для спуска в скважину, за 2 ? 4 дня до спуска доставляются на буровую. Погрузку и разгрузку обсадных труб при перевозке с базы технического снабжения на трубную базу и на скважину необходимо производить только по специальным накатам или автокраном. Разгрузка обсадных труб путем сбрасывания категорически запрещается. Доставленные на буровую обсадные трубы осматривают для отбраковки не годных.

При осмотре труб необходимо обращать внимание на кривизну, наличие плен, расслоение металла, деформацию муфт и нарезанных концов. Трубы проверяют на овальность и шаблонируют, затем трубы укладывают на приемном мосту в штабель в порядке последовательности спуска их в скважину, при этом каждую трубу нумеруют, замеряют стальной рулеткой (длину каждой трубы следует определять от свободного торца муфты или от торца муфтовой части трубы до того места на конце трубы с наружной резьбой, которое соответствует положению торца муфты при закреплении соединения) и результаты замера записывают мелом на трубе и на листе по следующей форме (таблица 9).

Таблица 9

Диаметр трубы, мм	Номер трубы порядку	Завод- изгото- витель	Марка стали	Толщин стенки, мм	Завод- ской номер	Номер плавки	Дата изготов-ления	Длина трубы, м	Суммарная длина м

Нарезку труб и муфт тщательно очищают жесткой волосяной щеткой, промывают керосином и проверяют калибром. Запрещается очистка резьб металлическими скребками, металлическими щетками, концами расплетенного талевого каната и т. п.

После очистки резьбы муфт и труб на них навинчивают ниппели и предохранительные кольца.

На случай замены некачественных труб необходимо иметь запасные трубы из расчета не менее 20 м на каждые 1000 м колонны. Обсадные трубы до спуска их в скважину подлежат опрессовке водой при давлении, на 20% превышающем давление опрессовки при испытании колонны на герметичность, но не выше максимальных опрессовочных давлений. После подъема давления в трубе до установленной величины оно должно выдерживаться в течение 30 с. Для труб с пропусками в резьбе муфтового соединения после докрепления необходимо производить повторную опрессовку.

Вместе с трубами на буровую доставляются башмак и башмачный патрубок колонны, привинченные и приваренные к первой трубе на трубной базе, со свинченной и приваренной к башмаку чугунной направляющей пробкой; обратный клапан, опрессованный на давление, предусмотренное планом спуска колонны; упорное кольцо, центрирующие фонари (центраторы), скребки и турбулизаторы, а также при необходимости заколонные пакера и оборудование верхней части обсадной колонны.

2.5.2 Подготовка вышки и бурового оборудования

Перед началом спуска колонны тщательно проверяют состояние вышки и бурового оборудования.

При осмотре вышки все дефекты и нарушения в соединениях отдельных узлов, поясов, диагоналей и крепления ног устраняют. Проверяют вертикальность вышки и равномерность натяга угловых оттяжек.

При проверке лебедки и привода обращают внимание на прочность крепления лебедки, редуктора и двигателей к фундаментам, на состояние цепных колес, кулачковых сцеплений, шпонок и тормозов.

Для предупреждения осложнений с талевой системой проверяют диаметр работающего талевого каната и возможность спуска обсадной колонны на этом канате и оснастке; в случае необходимости талевый канат заменяют новым перед последней промывкой скважины. Особенно тщательно должно быть проверено состояние крюка, талевого блока, кронблока и индикатора веса.

При подготовке буровых насосов к спуску и цементированию колонны проверяют состояние штоков, сальниковой набивки, гнезд, клапанов, соединений в приводной части и все замеченные дефекты ликвидируют, а сработанные детали заменяют новыми. При проверке подготовленности двигателей выясняют их состояние и возможность работы в тяжелых условиях спуска обсадной колонны и продавки цементного раствора при высоком давлении.

2.5.3 Подготовка скважины к спуску обсадной колонны

К началу спуска колонны в скважине должны быть завершены все исследовательские и измерительные работы (каротажи, кавернометрия, инклинометрия, опробование перспективных объектов и т.д.). Перед последней промывкой скважины бурильные трубы подвергают контрольному замеру при помощи стальной рулетки.

Места сужения ствола по данным каверномера прорабатывают со скоростью 20 ? 50 м/ч. Перед проработкой по согласованию с геологической службой к раствору добавляется нефть или другие вещества, снижающие липкость глинистой корки.

При промывке перед спуском колонны параметры бурового раствора тщательно контролируются и доводятся до установленной для данной скважины нормы. После проработки и промывки скважины ствол ее часто шаблонируют. Для этой цели в скважину спускают на бурильной колонне компоновку из трех-четырех обсадных труб и убеждаются в том, что она доходит до забоя посадок. По окончании щаблонирования скважину промывают, длительность промывки - один-два цикла циркуляции.

В период подготовки ствола скважины к спуску колонны в буровой проверяются необходимые для этой операции инструменты и материалы, три вполне исправных и проверенных элеватора, три точно пригнанных шарнирных ключа, запасной комплект клиньев, комплект штропов, круговой ключ для обсадных труб, пеньковый канат, белила (сурик) или другая смазка, олифа, гвозди и др.

Все подготовительные работы по спуску обсадной колонны производятся в период проработки и промывки скважины.

2.6 Расчет цементирования промежуточной колонны

Исходные данные.

Глубина спуска колонны L= 1070 м

Диаметр обсадной колонны D_н=244,5 мм

Толщина стенки первой (снизу) секции д₁ = 8,9 мм

Диаметр долота D_д = 295,3 мм

Высота подъема тампонажного раствора за колонной Н_цр = 1070 м

Глубина спуска предыдущей колонны Н_п= 365 м

Внутренний диаметр предыдущей колонны d_пв = 305 мм

Глубина залегания подошвы слабого пласта Н_гр = 1040 м

Давление гидроразрыва слабого пласта р_гр = 16,5 МПа

Плотность бурового раствора _бр = 1020 кг/м³

Плотность цементного раствора _цр =1400 кг/м³

Водоцементное отношение m_вц= 0,95

Насыпная объемная масса цемента г_ц = 840 кг/м³

Коэффициент уширения ствола скважины к_у = 1,09

Высота цементного стакана h_ст =20 м

Температура на забое скважины t₃ =120 °С

Определяем требуемое количество тампонажного цементного раствора

V_цр = 0,785·[(d_пв² - D_н²)·H₁+(D_с² - D_н²)-H₂ + d₁²·h_ст],

где H₁ - высота цемента в обсаженной части ствола, м;

D_c - диаметр скважины, м;

D_c = k_y·D_д = 1,09·0,2953 = 0,322 м;

Н₂ - высота цемента в необсаженной части ствола, м;

H₂ = L-H_п = 1070-365 = 705 м;

H₁ = Н_цр - H₂ = 1070 - 705 = 365 м;

d₁ - внутренний диаметр первой секции эксплуатационной колонны, м;

d₁ = D_н - 2·д₁ = 0,2445 - 2·0,0089 = 0,227 м,

тогда

У_цр=0,785·[(0,305²-0,2445²)·365+(0,322²-0,2445²)·705+0,227²·20]=34,6 м³.

Рассчитываем массу тампонажного цемента по формуле

где 1,02 - коэффициент, учитывающий потери цемента при погрузо-разгрузочных работах;

Определяем объем воды для затворения тампонажного цемента

V_в=1,1·m_вц·G,

где 1,1 - коэффициент резерва жидкости затворения;

V_B= 1,1 0,95-25,3 = 26,4 м³.

Находим объем продавочного раствора

V_np = 0,785·d_cp² ·(L - h_ст)·k_c,

где d_cp - средневзвешенный внутренний диаметр обсадной колонны, м;

к_с = 1,02 ? 1,04 - коэффициент сжимаемости жидкости за счет газа; принимаем к_с = 1,02.

V_np = 0,785·0,227²·(1070 - 20)·1,02 = 43,3 м³.

Принимаем технологически необходимую скорость восходящего потока цементного раствора в затрубном пространстве v_в = 1,8 м/с и определяем подачу насосов цементировочных агрегатов (ЦА) для обеспечения данной скорости по формуле