Вступ

Нафтогазова промисловість є складовою паливно-енергетичного комплексу, який розглядається як складна міжгалузева система видобутку й виробництва палива та енергії, їх транспортування, розподілу і використання. Стабільний розвиток нафтогазової промисловості стає стратегічною метою у процесах енергозабезпечення регіонів України. Саме нафтогазові ресурси займають сьогодні провідне місце серед інших видів сировинних ресурсів, вони забезпечують економічне зростання регіону як з позиції задоволення різноманітних виробничих і побутових потреб, так і з точки зору формування необхідних фінансових ресурсів для економіки в цілому. Тому аналіз сучасного стану нафтогазової промисловості у регіонах Україні є актуальним питанням. Метою роботи є здійснення аналізу сучасного стану нафтогазової промисловості у регіонах Україні, а також визначення основних проблем і напрямів розвитку цієї промисловості. Україна є однією з тих держав, які за допомогою власних ресурсів задовольняють лише незначну частину попиту на паливно-енергетичні ресурси, що свідчить про значну залежність від імпортного постачання енергоресурсів. Так, споживання газу і нафтопродуктів є стабільно високим, а задоволення потреб у вуглеводнях за рахунок власного видобутку становить в Україні на сьогоднішній день: нафта – близько 24 %, газ – близько 10 %.

Згідно з базовим сценарієм розвитку обсяги власного видобутку нафти з газовим конденсатом зростатимуть, досягнувши рівня 5,1 млн. тонн/рік до 2010 року та 5,3 млн. тонн/рік у 2015 році. У подальшому обсяги видобутку нафти з власних родовищ стабілізуються на рівні 5,4 млн. тонн/рік. Усього за прогнозний період (2006 — 2030 рр.) буде видобуто 133,9 млн. тонн нафти з газовим конденсатом.

Потреба України в нафті на сьогодні становить 28 млн. тонн. Власний видобуток покриває приблизно 15 — 18 % потреби в нафті. У поставках нафти на НПЗ 85 — 90 % — імпорт російської та казахстанської нафти, яка надходить у суміші як сорт URALS за існуючою системою нафтопроводів через територію Росії.

Предметом діяльності Стрийського ВБР являється розвідувальне та експлуата-ційне буріння.

Основні задачі Стрийського ВБР:

– виконання встановлених планів та завдань по бурінню газових та нафтових свердловин з метою забезпечення високих темпів росту видобутку газу;

– виконання плану приросту запасів газу; підвищення ефективності викону-ваних робіт за рахунок вдосконалення технології буріння, підвищення швидкості проходки та продуктивності праці;

– забезпечення рентабельності роботи; дотримання правил охорони надр та навколишнього середовища при виробництві робіт.

У звітному 2008 році Стрийським відділенням бурових робіт виконано план по всім техніко-економічним показникам.

ГЕОЛОГІЧНИЙ РОЗДІЛ

1.Загальні відомості про район бурових робіт

В адміністративному відношенні площа проектних робіт (що охоплює територію Тейсарівського родовища та прилеглі ділянки) розташована в межах Стрийського і Жидачівського районів Львівської області. Від райцентрів – м. Стрий і м. Жидачів площа робіт віддалена на 13 км і 5 км, відповідно, від обласного центру м. Львів – на 60 км. База Стрийського ВБР, яке буде здійснювати буріння запроектованих свердловин, розташована в с. Угерсько на відстані 8 км від району робіт.

В межах площі робіт розташовані населені пункти Стрийського району – села Пукеничі, Лисятичі, Кути, Стриганці та Жидачівського району – села Руда, Ганівці, Покрівці, Тейсарів, Пчани, Волиця-Гніздичівська, Вільхівці, смт. Гніздичів (рисунок 1). Населені пункти сполучені між собою автошляхами з асфальтовим і гравійним покриттям. Крім того, в районі робіт помірно розвинена сітка грунтових (польових) доріг, які можна використовувати для під’їзду до бурових. Найближча залізнична станція знаходиться в смт. Гніздичів, у межах району робіт.

В економічному відношенні район робіт відноситься до аграрно-промислового. В сільському господарстві, що є основним видом зайнятості місцевого населення, поширені як тваринництво, так і землеробство. Площі, вільні від забудови і лісу, займають с/г угіддя: сади, городи, поля та пасовища. Частина населення зайнята на підприємствах з видобутку, транспортування та підземного зберігання газу, а також на невеликих промислових підприємствах, що діють в районі робіт: целюлозно-паперовий комбінат, спиртзавод та інші. В межах району робіт є хороша сировинна база для видобування і виробництва будматеріалів. У 80-их роках минулого століття на досліджуваній території було відкрите і розвідане Тейсарівське родовище самородної сірки, яке на даний час знаходиться в консервації.

В орографічному відношенні площа робіт розташована в межах Передкарпатської рівнини, з характерним слабопагорбистим типом рельєфу, що понижається до долин рік Стрий і Дністер. Абсолютні відмітки коливаються від 280 до 250 метрів.

Поверхневі води на ділянці проектних робіт відносяться до Дністровсько-Покутської області підвищеної водності. Гідрографічна мережа представлена річками Стрий та Бережниця (басейн Дністра) з притоками і численними каналами. Русла річок сильно меандрують. Водотоки характеризуються непостійним режимом течії та рівнем вод. Джерелом їх живлення є, переважно, атмосферні опади і ґрунтові води. У весняно-осінній період (через танення снігу і значні опади) на річках можливі паводки.

Щільність гідрографічної мережі дає змогу організувати джерела технічного водопостачання поблизу бурових майданчиків. Альтернативним джерелом є свердловина на воду, глибиною до 30 м. Питною водою бурові бригади доцільно забезпечувати із криниць навколишніх населених пунктів.

Клімат району помірно-континентальний, з м’якою зимою, довготривалою весною, нежарким літом та теплою осінню. Середньорічна температура повітря +7°С, при найвищій літній +37°С та найнижчій зимовій –33°С. Середньорічна кількість опадів 600-700 мм; більша частина випадає в період між квітнем та вереснем з максимумом у липні. Сніговий покрив утримується від трьох до шести місяців. Опалювальний сезон триває з 15 жовтня до 15 квітня. Зимою переважають східні та південно-східні вітри, в інші пори року – західні, північно- та південно-західні, швидкістю до 25 м/с.

Поблизу району робіт наявна інфраструктура зі збору, підготовки та транспортування газу. Найближчі УКПГ розташовані поблизу с. Стриганці (УКПГ Комарів) та с. П’ятничани (УКПГ Держів), на відстанях 5-9 км від проектних свердловин.

Загалом, географо-економічні умови в межах Тейсарівської площі проектних робіт є задовільними щодо можливості проведення пошуково-розвідувального буріння на газ (нафту).

Під’їзд до бурових здійснювати за маршрутами: Угерсько – Лисятичі – Тейсарів (4, 7, 9, 10, 12, 13, 14, 15, 16-Тс) або Угерсько – Стрий – Верчани – Стриганці – Гніздичів (5, 11, 17, 18-Тс).

2. Короткі геологічні відомості про район бурових робіт

Коротку характеристику стратиграфії і літології геологічного розрізу свердловини, типи гірських порід, пластові тиски та температури подано у вигляді таблиці 1

Таблиця 1.1 - Коротка геологічна характеристика розрізу свердловини

Масштаб глибини	Стратиграфія	Літологія	Тиски, МПа			Температура, Со	Кут падіння пластів (по підошві)	Коефіцієнт кавернозності інтервалу
			Пластовий	поглинання або гідророзриву порід
			Рпл	Рп	Ргр
1	2	3	4	5	6	7	8	9
100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700	N1s1		Pпл=Ргдр		Рпл=Ргдр	Т=61о Т=47о	0-5о 3- 10 о 10 - 20 о о о	1,1
	K
	J

3. Викопіювання із структорної карти

4. Викопіювання геологічного профілю

5. Геологічно-технічні умови буріння свердловини

В табличці 1.2, вказано зони очікуваних ускладнень (зони можливих осипань та обвалювань гірських порід, зони можливих прихватів інструменту, та поглинань)

Таблиця 1.2 - Геолого-технічні умови буріння свердловини

Стратиграфічний підрозділ		Твердість	Інтервал буріння, м	Гірничо-геологічні умови буріння і можливі ускладнення
			св. 10-Тс
Антропогенова система (Q)		М’які	0-20	Розмив гирла та обвали стінок свердловини
Неогенова система, міоцен	Нижньосарматський під’ярус, дашавська світа (N1s1ds)	Середні	20-1170	Осипання стінок свер-дловини, утворення сальників на долотах, прилипання інструменту до стінок свердловини, жолобо- і каверно-утворення, слабкі газо-прояви з глибини 50-70 метрів, водопрояви; Рпл=Ру.гідр
	Верхньобаденський під’ярус, косівська світа (N1b3 ks)		1170-1200
	Середньобаденський під’ярус, тираська світа (N1b2 tr)		1200-1210	Коагуляція бурового розчину
	Нижньобаденський під’ярус, баранівські верстви (N1b1 )		1210-1220	Осипання стінок свер-дловини, жолобо- і каверноутворення
Крейдова система (К)			1220-1510	Осипання стінок свер-дловини, жолобо- і каверноутворення, по-глинання промивної рідини, звуження стінок свердловини, водо- і нафтогазопрояви; Рпл=Ру.гідр
Юрська система (J)			1510-1700

6. Геолого-геофізичні дослідження в процесі будівництва свердловини

Таблиця 1.3 - Геолого-геофізичні спостереження в процесі будівництва свердловини

Умови проведення вимірювань		Інтервал досліджень			Методи загальних досліджень в масштабі 1:500		Методи детальних досліджень в масштабі 1:200		Завдання, що вирішуються
		І група (св. 4-Тс)	ІІ група (св. 10-Тс)	ІІІ група (св. 12-Тс)
Інтервал кондук-тора	Відкр. стовбур	100*-20	100*-20	100*-20		КО, ПС, ДС, ГК, Проф.				Вивчення розрізу
	Обсадж. св-на	100-0	100-0	100-0		АКЦ, Терм.(ВЦК), ГГЦ				Контроль цементування
Інтервал технічної колони	Відкр. стовбур	150*-100 400*-100	600*-100	750*-100		КО, ПС, ГК, НК, НГК, АК, Терм., ДС		ГТД, ПС, БКЗ, БК, ІК, ГК, НК, НГК, ГГК-Щ, АК, БМК, МК, ДС, Рез.		Вивчення будови та літології розрізу
						Проф., Інкл., ДС				Вивчення технічного стану свердловини
	Обсадж. св-на	400-0	600-0	750-0		АКЦ, ДСІ, МЛМ, ПТС, Терм.(ВЦК)				Контроль цементування та технічн. стану колони
Інтервал експлуатаційної колони	Відкр. стовбур	600*-400 700*-550 800*-650	850*-600 1250*-800 1450*-1200 1550*-1400 1600*-1500	850*-750 950*-800 1100*-900 1250*-1050		КО, ПС, ГК, НК, НГК, АК, Терм., ДС		ГТД, ПС, БКЗ, БК, ІК, ГК, НК, НГК, ГГК-Щ, АК, БМК, МК, ДС, Рез.		Вивчення будови, літології, колекторських властивостей та насичення
		800*-400	1600*-600	1250*-750		Проф., Інкл., ДС		Проф., Рез., Терм.		Вивчення технічного стану свердловини
		800*-0	1600*-0	1250*-0		ВСП				Вивчення швидкісних характеристик розрізу
	Обсадж. св-на	800-0	1600-0	1250-0		АКЦ, ДСІ, МЛМ, ПТС, Терм.(ВЦК)				Контроль цементування та технічного стану колони
		800-400	1600-600	1250-750				АКЦ, Проф., МЛМ
		730-650 620-560 170-100	1550-1490 1470-1410 1290-1200 1170-1080 1070-970 990-920 940-870 850-760 710-650	1140-1050 970-880 870-800				ГК, МЛМ, ІННК, ЛПО		Контроль за перфорацією
								ІННКчас		Оцінка якості характеру насичення пластів, контроль СКО
								ВТ, ВМ, МН		Оцінка результатів випробувань, освоєння
Примітка: * - глибина свердловини, при досягненні якої виконується відповідний комплекс ГДС

Стратиграфічний підрозділ (горизонт)		Інтервали відбору керну, м (кількість довбань)
		І група (св. 4-Тс)	ІІ група (св. 10-Тс)	ІІІ група (св. 12-Тс)
N1s1 (ds)	НД-8	-	680-688 (1)	-
	НД-9	-	842-850 (1)	-
	НД-10	-	900-908 (1)	-
	НД-11	-	950-958 (1)	-
	НД-12	-	1010-1018 (1)	-
	НД-13	-	1110-1118 (1)	-
K2km+m		142-150 (1)	-	-
K2st		-	1242-1250 (1)	-
K2k		-	1292-1300 (1)	-
K2s		592-600 (1)	1442-1450 (1)	-
J3tt (nz)		692-700 (1) 792-800 (1)	1510-1518 (1) 1592-1600 (1)	760-768 (1) 790-798 (1) 810-850 (5) 880-888 (1)
J3km (rr)		-	-	910-950 (5) 980-988 (1) 1010-1018 (1) 1040-1048 (1)
J3o (rd+sk)		-	-	1060-1100 (5) 1130-1138 (1) 1170-1178 (1)
PZ		-	-	1242-1250 (1)
Всього, м		32 (4)	88 (11)	192 (24)
% від глибини свердловини		4,0	5,5	15,4

Таблиця 1.4 – Проектні інтервали відбору керну

ТЕХНІКО-ТЕХНОЛОГІЧНИЙ РОЗДІЛ

2.1.Порядок розкриття, випробування продуктивних горизонтів та закінчування свердловини.

При бурінні свердловини використовувалися такі схеми обв’язки свердловини

ОП4-350/80х35, ОП5-230/80х21, ОП4-230/80х21.

1 – плашковий превентор; 2 – засувка з гідравлічним керуванням; 3 – хрестовина; 4 – манометр із запірним і розрядгими приладами розділення середовищ; 5 – дросель релульований з ручним керуванням; 6 – засувка з ручним керуванням; 7 – гаситель потоку; 8 – допоміжний пульт; 9 – станція гідравлічного керування; 10 – зворотній клапан.

1 – плашковий превентор; 2 – засувка з гідравлічним управлінням; 3 – хрестовина; 4 – манометр з запірним і розрядним приладами розділення середовищ; 5 – кільцевий превентор; 6 – дросель релульований з ручним керуванням; 7 – засувка з ручним керуванням; 8 – гаситель потоку; 9 – допоміжний пульт; 10 – станція гідроприводу; 11 – зворотній клапан.

Після спуску і цементування експлуатаційної колони гирло свердловини обв’язується колонною головкою ОКК2-210-168 х 245 х 324, ТУ2616-183-85, на якій встановлюється фонтанна арматура АФКЗ-65 х 210 КІ ГОСТ 13876-80, яка опресовується на тиск в 1,5 рази більший від максимально-очікуваного при випробуванні свердловини.

1. Засувка штуцерна ЗДШ 65х210М  2. Засувка ЗД 65-210М  3. Хрестовина 4. Хрестовина  5. Швидкороз’ємне з’єднання  6. Швидкороз’ємне з’єднання      (із зворотнім клапаном)

7. Вентиль-пробовідбірник 8. Вентиль манометричний 9. Засувка 10. Клапан зворотній 11. Манометр  12. Перехідник

13. Кабельний ввід  14. Трійник  15. Фланець

Схема обв’язки гирла свердловини при її освоєнні приводиться на рис

Схема обв’язки гирла свердловини під час освоєння

1 – колонна головка; 2 – відвід від колонної головки; 3 – відвід від хрестовини;

4 – відвід від нижньої струни; 5 – швидкозмінне з’єднання;

6 – штуцер і патрубок; 7 – опора фонтанної арматури; 8 – верхня струна;

9 – нижня струна; 10 - лінія дроселювання; 11 – амбар; 12 – відвід;

13 – трапна установка; 14 – відвід; 15 – лінія скиду в амбар; 16 – амбар;

17 – відвід; 18 - замірна ємність.

Таблиця 2.1 – Тип, параметри бурового розчину, хімреагенти

Інтервали, м	Тип бурового розчину	Параметри промивної рідини					Найменування компонентів (хімреагентів)
		густина, кг/м3	в’яз- кість, с	СНЗ (1/10), дПа	водо-віддача, см3/30хв	рН
св. 10-Тейсарівська
0-100	Глинистий	1200	60-80	40-60 80-120	8-10	7	г/п, Na2CO3
100-600	Малоглинис-тий полімер-калієвий	1120	40-60	20-30 25-40	4-5	9-10	г/п, Na2CO3, графіт, КМЦ HV, КМЦ LV, К1-МД, KCl, крейда
600-1700	Малоглинис-тий полімер-калієвий	1100	30-40	10-20 15-30	4-6	9-10	г/п, Na2CO3, графіт, КМЦ HV, КМЦ LV, К1-МД, KCl, крейда

Виклик припливу пластового флюїду здійснювати при герметизованому гирлі свердловини, обладнаному фонтанною арматурою, поступовим пониженням рівня рідини в свердловині шляхом аерації через НКТ, опущені до покрівлі інтервалу перфорації. Вторинне розкриття нафтогазоперспективних горизонтів проводити за допомогою кумулятивних перфораторів високої пробивної здатності, забезбечуючи щільність перфорації 12-18 отв./1 п.м.

Таблиця 2.2 – Проектні дані випробування пластів за допомогою ВПТ

Стратиграфічний підрозділ (горизонт)	Інтервал випробування, м	Тип випро-бувача	Кількість проб в інтервалі	Депресія, МПа
	ІІ група (св. 10-Тс)
N1s1 (ds), НД-9	1. 800-850	КВІ-146	1	6-7
K2km+m	-	КВІ-146	1	0,5
K2st	2. 1220-1250	КВІ-146	1	10-11
K2s	-	КВІ-146	1	4-5
	3. 1430-1450	КВІ-146	1	11-12
J3tt (nz)		КВІ-146	1	4-6
	4. 1510-1550	КВІ-146	1	12-13
J3km (rr)	-	КВІ-146	1	7-8
J3o (rd+sk)	-	КВІ-146	1	8-9

Обладнання гирла свердловини: Колонна головка – ОКК2-210х168х245х324 К1; Превентори – ОП4-350/80х35, ОП5-230/80х21, ОП4-230/80х21; Фонтанна арматура – АФК6-65х210 К1

Таблиця 2.3 – Конструкція свердловини

Найменування колони	Діаметр колони, мм	Глибина спуску колони, м	Висота підйому цементу за колоною, м
св. 10-Тейсарівська
Технічне направлення	426	20	до гирла
Кондуктор	324	100	до гирла
Проміжна колона	245	600	до гирла
Експлуатаційна колона	168/140	1600	до гирла

Таблиця 2.4 – Характеристика покладів газу Тейсарівського родовища

Горизонт

Глибина покрівлі продук-тивного гори-зонту, М

Абс. глибина ГВК, м

Висота покладу, м

Тип покладу

Режим покладу

Товщина горизонту, м від/до

Коеф. порис-тості від/до

Про-ник-ність, 1х10-3 мкм2, від/до

Тип колектора

Коеф. газо-наси-чення від/до

Почат- ковий плас-товий тиск, МПа

Плас-това тем-пера-тура, оК

Дебіт газу початковий, тис.м3/д від/до

зага-льна

ефек-тивна

абс. віль-ний

робо-чий

Тейсарівське газове родовище

НД-8

541

-284,5 (НГВП)

85

Пластовий тектонічно і літологічно екранований

Газовий

11,0

5,6

0,12

-

Теригенний, пористий

0,56

5,15

293

-

7,56

2.2 Обґрунтування конструкції свердловини

Вихідні дані:

Глибина свердловини L=1700

Діаметр колони Д_кл=140

Віддаль від устя свердловини:

• до рівня цементного розчину h=750

• до башмака попередньої колони h=600

Густина:

• бурового розчину

• рідини випробування

• пластової води

Якісне розкриття продуктивних пластів здійснюється створенням мінімального перепаду тиску на пласт. Гідростатичний тиск стовпа бурового розчину повинен бути більшим від пластового на 5 – 10 % до глибини 2500 м на 4-7 % при глибині залягання понад 2500 м.

Але щоб гідростатичний тиск не перевищував пластовий більше як на 2,5 МПа, та на основі практичного досвіду для безпечного і безаварійного розкриття продуктивних горизонтів на даній площі густина бурового розчину повинна становити 1100 кг/м³.

Вибір кількості обсадних колон проводиться на основі побудованого суміщеного графіку зміни пластового тиску, тиску гідророзриву порід та гідростатичного тиску стовпа бурового розчину, побудованого на основі даних. Визначаємо коефіцієнт аномальності пластового тиску та індекси тиску поглинань для кожного з інтервалів.

, (2.2)

(2.3)

де Рпл і Ргр – пластовий тиск і тиск розриву гірських порід, МПа

_в = 1000 кг/м³ – густина прісної води;

q = 9,81 м/с² – прискорення вільного падіння;

z – глибина, на якій визначається тиск, м.

Глибина залягання пласта Z₁ = 100 м

Пластовий тиск Рпл = 0,981 МПа, P_гр=1,76 МПа

Глибина залягання пласта Z₂ = 600 м

Р_пл = 5,8 МПа

Р_гр = 10,52 МПа

Глибина залягання пласта Z₃ = 1000 м

Р_пл = 9,81 МПа

Р_гр = 17,605 МПа

Глибина залягання пласта Z₄ = 1300 м

Р_пл = 12,75 МПа

Р_гр = 22,885 МПа

Глибина залягання пласта Z₅ = 1700 м

Р_пл = 16,67 МПа

Р_гр = 29,925 МПа

Таблиця 2.5 - Результати розрахунку тисків

Глибина залягання пласта, м	Тиски, МПа
	Рпл	Ргр
100 600 1000 1300 1700	0,98 5,8 9,81 12,75 16,67	1,76 10,52 17,665 22,885 28,925

Будуємо суміщений графік тисків і визначаємо кількість. Глибину спуску обсадних колон та густину бурового розчину.

Вибір діаметрів обсадних колон та доліт якими ведеться буріння під ці колони. розраховується методом „знизу-вверх” починаючи з діаметру експлуатаційної колони.

Діаметр долота, яким ведеться буріння під експлуатаційну колону визначається за формулою:

Дд = dм + 2 

де dм – найбільший зовнішній діаметр (муфти) розглядуваної колони, мм;

 - мінімальний необхідний радіальний зазор для вільного проходження колони в свердловину при її спуску, мм.

Експлуатаційну колону комплектуємо з обсадних труб ОТТГ двох діаметрів 140 мм. Однак, нижня секція діаметром 140 мм знаходиться у відкритому стовбурі, тому розраховуємо по ній.

Для труб ОТТГ-140х 10 Д (ДСТ 632-80) dм = 153,7мм

Тоді

Дд = 153,7 + 2  10=173,7 мм

Приймаємо діаметр долота Дд = 190,5 мм

Беручи до уваги дані з сусідніх пробурених свердловин і також те, що свердловина являється пошуковою приймаємо діаметр долота

Дд=215,9 мм

Визначаємо внутрішній діаметр попередньої обсадної колони, який забезпечив би пропуск долота для буріння під експлуатаційну колону:

dвп = Дд +  ,

де  - радіальний зазор, необхідний для пропуску долота, мм

Величину зазору приймають  = 5 – 10 мм

dвп = 215,9 + 5=220,9 мм

Приймаємо Д = 245 мм

Колону комплектуємо з труб ОТТМ-245 ДСТ 632-80, для яких dм = 269,9 мм.

Визначаємо діаметр долота яким ведеться буріння під проміжну колону

Д = 219 мм.

Дд = 269,9 + 40 = 309,9 мм

Виходячи з досвіду буріння приймаємо Дд = 295,3 мм

Визначаємо внутрішній діаметр попередньої обсадної колони:

dвп = 295,3 + 5 = 300,3 мм

Приймаємо Д = 324 мм

Проміжну колону комплектуємо з обсадних труб ОТТМ-324, ДСТ 632-80, для яких dм = 351 мм

Визначаємо діаметр долота, яким ведеться буріння під проміжну колону Д = 351 мм

Дд = 351 + 2  30 = 411 мм

Визначаємо внутрішній діаметр попередньої колони:

dвп = 393,7 + 5 = 398,7 мм

Приймаємо Д = 426 мм

Колону комплектуємо з обсадних труб 426 х 10 Д ДСТ 632-80 з короткою трикутною різзю, для яких dм = 451 мм

Таблиця 2.6 - Результати розрахунку конструкції свердловини

Інтервал спуску, м		Довжина колони, м	Діаметр колони, мм	Тип обсадних труб	Діаметр долота, мм
від	до
0	20	20	426	ОТТМ		РШ-550
20	100	100	324	ОТТМ		393,7
100	600	600	245	ОТТМ		295,3
600	1700	1700	140	ОТТГ		215,9

Вибираємо спосіб цементування експлуатаційної колони.

Знаходимо глибину крівлі цементного каменю:

(2.6)

де _бр і _цр – густина відповідно бурового і цементного розчинів в свердловині, кг/м³.

Z – глибина січення де можливе поглинання, м;

Ргр = 1 кПа/м – градієнт гідродинамічного тиску в затрубному просторі свердловини в кінці цементування.

Для цементування експлуатаційної колони використовують цемент ПЦТ-100 (ДСТУ Б.82.7-88-99), для якого густина цементного розчину ц.р.=1850 кг/м³.

м

Так як значення h позитивне, то приймаємо двохступеневий спосіб цементування експлуатаційної колони.

Визначаємо глибину встановлення муфти ступеневого цементування:

, (2.7)

де L – глибина свердловини

м