1 Случай: при цементировании в конце продавки тампонажного раствора и снятом на устье давлении

На рис. 1 представлена схема расположения жидкостей в конце продавки тампонажного раствора при снятом устьевом давлении (с учетом выхода буферной жидкости до поверхности) для эксплуатационной колонны.

Ниже приведен пример расчета наружных избыточных давлений при цементировании в конце продавки тампонажного раствора и снятом на устье давлении.

Точка 1 (устье скважины).

Р_н1 = 0;

Р_в1 = 0;

Р_ни1 = 0.

Точка 2 (граница изменения жидкости за колонной).

Р_н2 = ρ_буф∙g∙h₁;

Р_в2 = ρ_прод∙g∙h₁;

Р_ни2 = (ρ_буф – ρ_прод)∙g∙h₁.

Точка 3 (граница изменения жидкости за колонной).

Р_н3 = g∙(ρ_буф·h₁ + ρ_{тр обл} ∙(Н – h₁ – h₂));

Р_в3 = ρ_прод∙g∙(Н –h₂);

Р_ни3 = Р_н3 – Р_в3.

Точка 4 (граница изменения жидкости в колонне).

Р_н4 = g∙(ρ_буф·h₁ + ρ_{тр обл} ∙(Н – h₁ – h₂)+ ρ_{тр н} ·(h₂ – h_ст));

Р_в4 = ρ_прод∙g∙(Н– h_ст);

Р_ни4 = Р_н4 – Р_в4.

Точка 5 (забой скважины).

Р_н5 = g∙(ρ_буф·h₁ + ρ_{тр обл} ∙(Н – h₁ – h₂)+ ρ_{тр н} ·h₂);

Р_в5 = ρ_прод∙g∙(Н– h_ст) + ρ_{тр н}∙g∙ h_ст;

Р_ни5 = Р_н5 – Р_в5.

Рис. 1. Схема расположения жидкостей в конце продавки тампонажного раствора при снятом устьевом давлении:

Ρпрод – плотность продавочной жидкости; ρбуф – плотность буферной жидкости; ρтр обл – плотность облегченного тампонажного раствора;

ρ_{тр н} – плотность тампонажного раствора нормальной плотности;

h₁ – высота столба буферной жидкости; h₂ – высота столба тампонажного раствора нормальной плотности; h_ст – высота цементного стакана

Далее рекомендуется провести анализ 2-го и 3-го случаев с целью выбора наиболее опасного.

Для этого рассчитывается давление столба нефти в конце эксплуатации P_кэн для нефтяных скважин по формуле:

P_кзн = ρ_н∙g∙(H_скв - h_д), (8)

где ρ_н – плотность нефти, кг/м³;

g – ускорение свободного падения – 9,81 м/с²;

Н_скв – глубина скважины, м;

h_д – динамический уровень в скважине в конце эксплуатации, м.

Если значение динамического уровня в скважине в конце эксплуатации в исходных данных (табл. «Нефтеносность скважины») не приводится, то его значение необходимо рассчитать по формуле:

h_д = (2∙H_скв) / 3, (9)

где Н_скв – глубина скважины, м.

Минимальное забойное давление P_{кэ г} для газовых скважин принимается равным 0,5 Мпа. Причем для газовой скважины на схеме расположения жидкостей необходимо указать заполненную газом колонну, а при расчете значений внутренних давлений в каждой точке необходимо брать значение 0,5 МПа.

Давление столба жидкости при испытании обсадных колонн на герметичность путем снижения уровня жидкости P_г (формула (10)).

P_г = ρ_г∙g∙(H – h), (10)

где h – высота подъема жидкости при испытании, которая находится в соответствии с инструкцией по расчету обсадной колонны по табл. 2;

g – ускорение свободного падения, 9,81 м/с²;

ρ_г – плотность технической воды, кг/м³;

H – глубина скважины, м.

Таблица 2

Величина снижения уровня жидкости при испытании на герметичность

Глубина скважины, м	до 500	500-1000	1000-1500	1500-2000	более 2000
Величина снижения уровня, м, не менее	400	500	650	800	1000

В случае выполнения условия P_г > P_кэ, наиболее опасным является случай в конце эксплуатации, в случае невыполнения – при испытании на герметичность.