Проект конструкции скважины на Западно-Серафимовском месторождении

.

Вес обсадной колонны с продавочной жидкостью в цементном растворе:

.

Поскольку скважина является вертикальной, будем считать, что на отклонение скважины от вертикали будет влиять лишь зенитный угол падения пластов. Согласно таблице 1.1 средний угол падения пластов (и следовательно отклонение ствола скважины от вертикали) в интервале установки эксплуатационной колонны (0-3130 м) составляет 2,04^о. Тогда прижимающее усилие, действующее на центратор при расстоянии между центраторами 10 м, будет:

.

Допустимая нагрузка на центратор ЦЦ-114/151-1 согласно данным таблицы 2.19 составляет 5,2 кН или 520 кгс/м. Отсюда расстояние между центраторами по допустимой нагрузке на один центратор составит:

.

Поскольку цементирование обсадной колонны осуществляется до устья, то h_ц = 3130 м. В этом случае 72 < 3130, т.е. l₁ < h_ц, следовательно далее рассчитываем стрелу прогиба обсадной колонны от собственного веса:

.

Как было упомянуто выше цементирование кондуктора будет осуществляться до устья, поэтому h_в = 0 м, L = 3130 м, а б₂ будет равен б₁. Растягивающее усилие от нижележащего участка обсадной колонны будет:

.

Критическая сила:

.

Стрела прогиба труб между центраторами с учетом растягивающего усилия:

.

В этом случае 0,13 < 5,23, т.е. f < [f], поэтому принимаем l = l₁ = 72 м и расчет ведем по формуле (2.30):

.

По длине эксплуатационной колонны через каждые 72 м будут установлены 44 центратора ЦЦ-114/151-1. Помимо этого согласно требованиям [6] для эксплуатационной колонны должен быть установлен один центратор на расстоянии 10 м над башмаком, а поскольку цементаж эксплуатационной колонны осуществляется до устья, то дополнительно должны быть установлены у устья два центратора с расстоянием 10 м. Выше и ниже кровли продуктивного пласта (3050-3085 м) на расстоянии 15 метров будут установлены центраторы через каждые 5 метров в сочетании с турбулизаторами ЦТ-114/151 (таблица 2.20) и скребками СК-114/151 (таблица 2.21). В интервале продуктивного пласта будут установлены центраторы через каждые 5 метров с турбулизаторами и скребками, устанавливаемыми над и под каждым центратором. Таким образом, общее потребное количество центраторов при креплении эксплуатационной колонны составит 60 шт., турбулизаторов - 20 шт., скребков - 20 шт.

Состав технологической оснастки обсадных труб скважины Западно-Серафимовского месторождения представлен в сводной таблице 2.22.

Таблица 2.20 - Эластичные турбулизаторы типа ЦТ

Типоразмер турбулизатора	Внутренний диаметр, мм	Наружный диаметр, мм	Масса, кг
ЦТ-114/151	116	170	2,0
ЦТ-168/216	171	236	4,5
ЦТ-245/295	248	293	8,5

Таблица 2.21 - Скребки корончатые типа СК

Типоразмер скребка	Высота, мм	Наружный диаметр, мм	Масса, кг
СК-114/151	190	220	-
СК-168/216	190	300	2,8
СК-245/295	230	400	-

Таблица 2.22 - Состав технологической оснастки обсадных труб скважины Западно-Серафимовского месторождения

Наименование, диаметр колонны	Наименование элементов оснастки	Шифр элементов оснастки	Техническая характеристика	Кол-во, шт.
			диаметр, мм	высота, м	масса, кг
			наруж.	внут.
Направление, 245 мм	Башмак колонный	БКМ-245	270	120	0,378	53,0	1
	Головка цементировочная	ГЦУ-245	-	209	1,160	-	1
	Разделительная пробка	ПП 219Ч245	235	-	0,320	13,2	1
Кондуктор, 168 мм	Башмак колонный	БКМ-168	188	80	0,303	23,0	1
	Обратный клапан	ЦКОД-168-1	188	76	0,350	25,0	1
	Головка цементировочная	ГЦУ-168	-	144	0,985	-	1
	Разделительная пробка	ПП 146Ч168	158	-	0,205	5,2	1
	Центратор	ЦЦ-168/216-1	292	171	0,620	10,5	19
Эксплуатационная колонна, 114 мм	Башмак колонный	БКМ-114	133	50	0,274	14,0	1
	Обратный клапан	ЦКОД-114-1	133	45	0,290	11,0	1
	Головка цементировочная	ГЦУ-114	-	100	0,980	-	1
	Разделительная пробка	ПП 114Ч146	136	-	0,253	3,8	1
	Центратор	ЦЦ-114/151-1	210	116	0,620	6,0	60
	Турбулизатор	ЦТ-114/151	170	116	-	2,0	20
	Скребок	СК-114/151	220	190	-	-	20

2.6 Расчет компоновки низа бурильного инструмента для подготовки скважины и скорости спуска обсадных колонн

Подготовка ствола скважины является одним из важнейших процессов, определяющих надежность и качество крепления.

В оптимальном случае процесс подготовки скважины должен сводиться лишь к контрольному спуску бурильной компоновки для калибровки и промывки интервала крепления непосредственно перед спуском обсадной колонны.

Р.Н. Марченко и Л.Б. Измайловым были разработаны требования к компоновкам низа бурильного инструмента и составлена методика подготовки стволов скважин к спуску обсадных колонн. Использование этой методики позволило совместить процесс подготовки ствола скважины к спуску обсадной колонны с процессом его бурения [7].

На проходимость обсадных колонн по стволу скважины, наряду с другими факторами, большое влияние оказывают уступы в стволе и интенсивность пространственного искривления скважины. Уступы или резкие перегибы ствола на относительно коротком его участке возникают в результате изменения свойств пород или при изменении нагрузок на долото во время бурения. При образовании уступа (рисунок 2.6) изменяется направление скважины, но сохранению нового направления мешает соприкосновение УБТ со стенкой скважины вблизи долота. После образования уступа дальнейшее углубление скважины происходит по прямой, параллельной первоначальному направлению, до тех пор, пока УБТ не потеряет опору на стенке скважины, что создает условия для образования нового уступа, затем следующего и т.д.

Таким образом, можно предположить, что ствол реальной скважины состоит как бы из ряда ступенек-уступов, а траектория его осевой линии имеет плавный изгиб с определенной интенсивностью искривления.

Установить места образования уступов, а тем более охарактеризовать их размеры существующими методами замера кривизны скважин невозможно. Невозможно также выявить уступы в стволе при спуске или подъеме инструмента с той компоновкой, которой пробурена скважина.

Рисунок 2.6 - Образование уступа в стволе бурящейся скважины на границе несогласного залегания пород

При этом может создаться представление о соответствии конфигурации ствола требованиям спуска колонны. Однако уступы в скважине, как правило, имеются. Это подтверждают посадки и заклинивания инструмента в скважине при его спуске с измененной компоновкой низа, а также недоспуски обсадных колонн в ряде скважин, номинальный диаметр которых и другие условия были достаточны для проведения успешной операции.

В местах образования уступов реальный диаметр ствола скважины уменьшается до некоторого эффективного диаметра, определяемого выражением:

, (2.36)

где D_эф - эффективный диаметр долота, мм;

D_дол - диаметр долота, мм;

d_УБТ - наружный диаметр УБТ, мм.

Для успешного спуска в скважину колонны обсадных труб в зависимости от ее диаметра, конструкции соединений и элементов технологической оснастки эффективный диаметр ствола должен отвечать следующим условиям:

а) для безмуфтовых обсадных колонн

; (2.37)

б) для муфтовых обсадных колонн

; (2.38)

в) для обсадных колонн, оборудованных элементами технологической оснастки

, (2.39)

где d, d_м - наружные диаметры обсадных труб и муфт соответственно, мм;

d_max - максимальный наружный диаметр элементов технологической оснастки, мм.

Следует отметить, что при длине элементов технологической оснастки меньше высоты калибрующей части долота необходимый эффективный диаметр скважины должен определяться по формуле (2.38).

Сопоставив выражение (2.36) последовательно с выражениями (2.37)-(2.39), получим для каждого случая минимальные необходимые диаметры УБТ, которые следует использовать для успешности операции:

а) при использовании безмуфтовых обсадных колонн

; (2.40)

б) при использовании муфтовых обсадных колонн

; (2.41)

в) при применении элементов технологической оснастки

, (2.42)

где D - диаметр ствола скважины, мм.

Рекомендуемые диаметры утяжеленных бурильных труб, установленных над долотом при бурении или подготовке скважин к спуску обсадных труб, приведены в таблице 2.23.

В определенных условиях причиной недоспуска обсадных колонн может стать и чрезмерная интенсивность пространственного искривления скважины. В интервалах ствола, характеризующихся большой интенсивностью искривления, как указывалось ранее, могут возникать прижимающие силы и силы сопротивления, способные остановить движение обсадной колонны вниз. Значения интенсивности пространственного искривления скважин, вычисленные для наиболее сложных условий крепления (, ) и принятые в дальнейшем для расчета компоновок низа бурильного инструмента, приведены в таблице 2.24.

Максимальная интенсивность искривления скважины, которая может быть во время бурения, при прочных равных условиях определяется длиной УБТ, установленных над долотом. Зависимость между длиной используемых УБТ и возможной максимальной интенсивностью искривления скважины определена следующим образом.

Максимальное поперечное смещение ствола при образовании уступа на участке, равном длине УБТ, установленных над долотом

, (2.43)

где Д - максимальное поперечное смещение ствола, мм.

Таблица 2.23 - Минимальные диаметры УБТ, обеспечивающие успешный спуск обсадных колонн в скважину

Диаметр обсадной колонны, мм	Необходимый эффективный диаметр скважины, мм	Минимальный необходимый диаметр УБТ наддолотного комплекта (в мм) в скважинах различных диаметров, мм
обсадной трубы	муфты		346	320	295	269	243	214	190	161
245	270	258	203	203	229	229	-	-	-	-
168	188	178	-	-	-	-	146	146	146	-
140	159	150	-	-	-	-	-	133	133	133

Таблица 2.24 - Допустимые значения интенсивности искривления скважины

Наименование параметра	Численное значение
Диаметры обсадных колонн, мм	245	168	114
Допустимая интенсивность искривления, градус/10 м	2,3	5,0	11,0

Кроме того, смещение ствола на той же длине при плавном искривлении скважины

, (2.44)

где l₁ - длина УБТ, установленных над долотом, м;

i - максимальная интенсивность искривления скважины, градус/ 10 м.

Отсюда

. (2.45)

Подбор компоновок для подготовки скважин к спуску обсадных колонн осуществляют в такой последовательности.

С помощью формул (2.36)-(2.45) и таблицы 2.23 определяют диаметр и длину УБТ, установленных непосредственно над долотом на участке l₁, или диаметр центраторов и порядок их расстановки.

Используя приведенные в таблице 2.25 массы УБТ, подбирают длину остальных УБТ, исходя из имеющихся труб, с учетом обеспечения общей массы компоновки 4-6 тонн.

Таблица 2.25 - Значения массы УБТ различных диаметров

Наименование параметра	Численное значение
Диаметр УБТ, мм	133	146	229
Масса 1 м УБТ, кг/м	84	100	260

Произведем расчет компоновки низа бурильного инструмента для подготовки ствола скважины Западно-Серафимовского месторождения к спуску обсадной колонны.

Для эксплуатационной колонны диаметром 114 мм согласно разделу 2.2 диаметр долота составляет 146 мм, высота калибрующей части долота согласно ГОСТ 20692-80 (таблица 2.26) составляет 223 мм. Как видно из таблицы 2.22, максимальная длина неуплотняемых элементов технологической оснастки эксплуатационной колонны (башмаки колонные и обратные клапаны) составляет 290 мм, а максимальный наружный диаметр - 133 мм. В связи с этим, расчет необходимого диаметра УБТ ведем по формуле (2.42):

.

Согласно таблице 2.23 ближайший ближний диаметр УБТ составляет 133 мм.

Далее рассчитываем длину УБТ установленных над долотом:

.

Согласно таблице 2.25 для обеспечения общей массы компоновки УБТ 5 тонн требуется 60 м УБТ диаметром 133 мм.

Для кондуктора диаметром 168 мм согласно разделу 2.2 диаметр долота составляет 215,9 мм, высота калибрующей части долота согласно ГОСТ 20692-80 (таблица 2.26) составляет 350 мм. Как видно из таблицы 2.22, максимальная длина неуплотняемых элементов технологической оснастки эксплуатационной колонны (башмаки колонные и обратные клапаны) составляет 350 мм, а максимальный наружный диаметр - 188 мм. Поскольку, длина элементов технологической оснастки равна высоте калибрующей части долота, расчет необходимого диаметра УБТ будем вести по формуле (2.41) исходя из диаметра муфты равного 187,7 мм (таблица 2.4):

.

Согласно таблице 2.23 ближайший ближний диаметр УБТ составляет 146 мм.

Далее рассчитываем длину УБТ установленных над долотом:

.

Согласно таблице 2.25 для обеспечения общей массы компоновки УБТ 5 тонн требуется 50 м УБТ диаметром 146 мм.

Для направления диаметром 245 мм согласно разделу 2.2 диаметр долота составляет 295,3 мм, высота калибрующей части долота согласно ГОСТ 20692-80 (таблица 2.26) составляет 420 мм. Как видно из таблицы 2.22, максимальная длина неуплотняемых элементов технологической оснастки эксплуатационной колонны (башмак колонный) составляет 378 мм, а максимальный наружный диаметр - 270 мм. Поскольку, длина элементов технологической оснастки меньше высоты калибрующей части долота, расчет необходимого диаметра УБТ будем вести по формуле (2.41) исходя из диаметра муфты равного 269,9 мм (таблица 2.4):

.

Согласно таблице 2.23 ближайший ближний диаметр УБТ составляет 229 мм.

Далее рассчитываем длину УБТ установленных над долотом:

.

Согласно таблице 2.25 для обеспечения общей массы компоновки УБТ 5 тонн требуется 20 м УБТ диаметром 229 мм.

Результаты расчетов представлены в сводной таблице 2.27.

Таблица 2.26 - Высота калибрующей части трехшарошечных долот по ГОСТ 20692-80

Номинальный диаметр долота, мм	Высота, мм
146,0	223
215,9	350
295,3	420

Таблица 2.27 - Компоновка низа бурильного инструмента для подготовки скважины Западно-Серафимовского месторождения к спуску обсадных колонн

Наименование, диаметр колонны	Диаметр УБТ, мм	Длина УБТ, м	Вес УБТ, т
Направление, 245 мм	229	20	5
Кондуктор, 168 мм	146	50	5
Эксплуатацион-ная колонна, 114 мм	133	60	5

В процессе спуска колонны без ограничения скорости, особенно при малых кольцевых зазорах, возможны гидроразрыв пород и поглощение бурового раствора, что осложнит допуск колонны и последующее ее цементирование. Поэтому скорости спуска обсадных колонн должны выбираться исходя из конкретных геологических условий интервала крепления, технического состояния, ствола скважин и свойств бурового раствора.

В общем случае максимально допустимая скорость спуска обсадной колонны [V]_i из условия предотвращения поглощения бурового раствора и непревышения репрессии на продуктивные пласты, имевшей место при их вскрытии и углублении скважины, вычисляется по формуле [6]:

, (2.46)

где [P]_i - допустимое давление на рассматриваемый пласт, МПа (принимается равным величине максимального гидравлического давления, имевшего место при последних долблениях);

Р_гi - гидростатическое давление на рассматриваемый пласт при последних долблениях, МПа;

l_i - длины участков спущенной части колонны до подошвы рассматриваемого пласта с одинаковыми для данного участка D_i и d_i (спущенная ниже кровли пласта часть колонны не учитывается), м;

d_i, D_i - соответственно диаметр обсадной колонны, в том числе бурильных труб, на которых спускается секция или потайная колонна, и средневзвешенный на длине l_i диаметр ствола скважины, м;

с_б - плотность бурового раствора в скважине, кг/м³;

л - коэффициент гидравлических сопротивлений (рассчитывается для измеренных реологических параметров бурового раствора по известным зависимостям, при отсутствии данных принимается равным 0,055).

Рассчитаем скорость спуска обсадных колонн для скважины Западно-Серафимовского месторождения.

Для направления диаметром 245 мм и длиной 210 м максимальное давление принимаем равным давлению гидроразрыва на глубине 210 м - 2,94 МПа, давление столба бурового раствора плотностью 1250 кг/м³ (раздел 2.1) на глубине 210 м будет равно 2,63 МПа. Диаметр ствола скважины на участке установки направления составит 295,3 мм, а наружный диаметр направления равен 244,5 мм.

Максимально допустимая скорость спуска направления составит:

Для кондуктора диаметром 168 мм и длиной 1815 м целессобразно определить значение скорости спуска на двух участках - на участке установки направления в обсаженном стволе и на остальном участке его установки в необсаженном стволе. Давления гидроразрыва и столба бурового раствора на глубине 210 м были приведены ранее. Диаметр ствола скважины при спуске кондуктора в интервале 0-210 м будет равен внутреннему диаметру направления - 226,7 мм, а наружный диаметр кондуктора будет 168,3 мм.

Максимально допустимая скорость спуска кондуктора в интервале глубин 0-210 м составит:

Согласно [6] в обсаженном стволе скорость спуска должна находиться в пределах 0,5-0,7 м/с, в нашем случае скорость спуска в интервале 0-210 м равная 1,26 м/с превышает установленные пределы. Поэтому, принимаем скорость спуска кондуктора в интервале глубин 0-210 м равной 0,5 м/с.

На участке 210-1815 м диаметр ствола скважины будет равен 215,9 мм, а наружный диаметр кондуктора - 168,3 мм. Давление гидроразрыва на глубине 1815 м составит 30,86 МПа, а давление столба бурового раствора - 22,69 МПа.

Максимально допустимая скорость спуска кондуктора в интервале глубин 210-1815 м составит:

Для эксплуатационной колонны диаметром 114 мм и длиной 3130 м также целесообразно определить значение скорости спуска на двух участках - на участке установки кондуктора в обсаженном стволе и на остальном участке ее установки в необсаженном стволе. Давления гидроразрыва и столба бурового раствора на глубине 1815 м были приведены ранее. Диаметр ствола скважины при спуске эксплуатационной колонны в интервале 0-1815 м будет равен внутреннему диаметру кондуктора - 152,3 мм, а наружный диаметр эксплуатационной колонны будет 114,3 мм.

Максимально допустимая скорость спуска эксплуатационной колонны в интервале глубин 0-1815 м составит:

Согласно [6] в обсаженном стволе скорость спуска должна находиться в пределах 0,5-0,7 м/с, в нашем случае скорость спуска в интервале 0-1815 м равная 1,87 м/с превышает установленные пределы. Поэтому, принимаем скорость спуска эксплуатационной колонны в интервале глубин 0-1815 м равной 0,5 м/с.

На участке 1815-3130 м диаметр ствола скважины будет равен 146 мм, а наружный диаметр эксплуатационной колонны - 114,3 мм. Давление гидроразрыва на глубине 3130 м составит 53,21 МПа, а давление столба бурового раствора - 39,13 МПа.

Максимально допустимая скорость спуска кондуктора в интервале глубин 1815-3130 м составит:

При спуске эксплуатационной колонны на расстоянии 250 м до кровли продуктивного пласта (3050 м) скорость спуска должна быть снижена до 0,5 м/с. В интервале же продуктивного пласта (3050-3085 м) скорость спуска эксплуатационной колонны должна составлять 0,25 м/с.

Результаты расчета допустимых скоростей спуска обсадных колонн по скважине Западно-Серафимовского месторождения представлены в таблице 2.28.

Таблица 2.28 - Режим спуска обсадных труб по скважине Западно-Серафимовского месторождения

Наименование, диаметр колонны	Допустимая скорость спуска
	Интервал глубин, м	Величина, м/с
	от	до
Направление, 245 мм	0	210	0,68
Кондуктор, 168 мм	0	210	0,50
	210	1815	1,82
Эксплуатационная колонна, 114 мм	0	1815	0,50
	1815	2800	1,99
	2800	3050	0,50
	3050	3130	0,25

2.7 Выбор тампонажного материала

Одним из основных этапов заканчивания скважин является цементирование скважин с использованием тампонажных цементов.

Раствор, получаемый после затворения тампонажного цемента водой (или иной жидкостью), обработанный химическими реагентами (или без них) для повышения качества раствора и камня или облегчения проведения технологического процесса, называют тампонажным.

Тампонажные растворы применяют для разобщения пластов в самых различных геолого-технических условиях: от -15 до +250 ^оС и от 1,5 до 200 МПа в каналах заколонного пространства размером от нескольких миллиметров до 0,5 м, в каналах высотой от нескольких сот до нескольких тысяч метров при наличии самых разнообразных пород в разрезе скважины, представленных относительно инертными в химическом отношении породами и легко растворимыми солями, прочными или рыхлыми, подверженными гидроразрывам и другим видам разрушений [7].

В таких условиях, используя цементный раствор лишь одного типа, нельзя обеспечить герметичность заколонного пространства. Нужны растворы, изготовляемые из разных цементов и обрабатываемые химическими реагентами при использовании различных технологических схем приготовления.

Тампонажные цементы, из которых изготовляют тампонажные растворы, могут быть классифицированы по следующим признакам: вещественному составу, температуре применения, плотности тампонажного раствора, устойчивости тампонажного камня к воздействию агрессивных пластовых вод, линейным деформациям тампонажного камня при твердении.

1. По вещественному составу в зависимости от содержания добавок тампонажные цементы разделяются на группы: 1 - без добавок; 2 - с добавками.

2. По температуре применения (^оС) тампонажные цементы разделяются на группы: 1 - для низких температур (ниже 15), 2 - для нормальных температур (от 15 до 150), 3 - для умеренных температур (от 50 до 100), 4 - для повышенных температур (от 100 до 150), 5 - для высоких температур (от 150 до 250), 6 - для сверхвысоких температур (выше 250), 7 - для циклически меняющихся температур.

3. По плотности тампонажного раствора (кг/м³) тампонажные цементы разделяют на группы: 1 - легкие (ниже 1400), 2 - облегченные (1400-1650), 3 - нормальные (1650-1950), 4 - утяжеленные (1950-2300), 5 - тяжелые (выше 2300).

4. По устойчивости тампонажного камня к воздействию агрессивных пластовых вод тампонажные цементы разделяются на группы: 1 - устойчивые только к хлоркальциево-натриевым водам; 2 - устойчивые к сульфатным водам, а также хлоркальциево-натриевым; 3 - устойчивые к кислым (углекислым, сероводородным) водам; 4 - устойчивые к магнезиальным водам; 5 - устойчивые к полиминеральным водам.

5. Кроме того, применяют тампонажные растворы, в которых в качестве жидкости затворения применяют воду с солями (до насыщения), тампонажные растворы на нефтяной основе, аэрированные тампонажные растворы, органоминеральные композиции (вплоть до исключения минерального компонента), быстросхватывающиеся составы для борьбы с поглощением при бурении скважин и др.

На базе успешного промышленного опыта применения различных цементов предложена классификация тампонажных материалов - рисунок 2.7.

Рисунок 2.7 - Номенклатура и область применения тампонажных цементов

Выбранный тампонажный материал должен обеспечить приготовление из него тампонажного раствора, плотность которого на 200-300 кг/м³ выше плотности бурового раствора. При этом необходимо учитывать, что давление столба тампонажного раствора или составного столба (бурового раствора, буферной жидкости и тампонажного раствора) должно быть на 10-15 % ниже величины давления гидроразрыва.

Для проектной скважины плотность бурового раствора равна 1250 кг/м³, градиент давления гидроразрыва согласно данным таблицы 2.2 - 1,7 МПа/100 м (0,017 МПа/м), а забойная температура - 140 ^оС, подъем цементного раствора будет осуществляться до устья. Согласно данным рисунка 2.7 и требованиям предотвращения гидроразрыва выбираем тампонажный цемент ЦТО с плотностью тампонажного раствора 1500 кг/м³.

Облегченные тампонажные цементы типа ЦТО предназначены для цементирования скважин, вскрывших зоны с АНПД, при геостатических температурах от 15 до 250 ^оС.

ЦТО получают при смешении вяжущего с облегчающей добавкой - фильтроперлитом или тампонажным перлитом и, при необходимости, со стабилизирующей добавкой (бентонит, палыгорскит, ПВС).

В зависимости от температуры применения в качестве вяжущего в ЦТО используют: при температурах в скважинах от 15 до 100 ^оС - тампонажный портландцемент для нормальных или умеренных температур; при 100-250 ^оС - тампонажный цемент ЦТПН.

Фильтроперлит и тампонажный перлит - высокоэффективные облегчающие добавки (водопотребность до 6-8 кг/кг), получаемые при обжиге перлита, и отличаются от перлитового вспученного песка большой удельной поверхностью и минимумом (массовая доля 12 %) воздухосодержащих сферических частиц.

В зависимости от температуры применения ЦТО подразделяют на три марки: ЦТО-100 (15-100 ^оС), ЦТО-150 (100-150 ^оС), ЦТО-250 (150-250 ^оС).

Плотность раствора из тампонажных цементов ЦТО может быть от 1350 до 1650 кг/м³.

Для регулирования технологических свойств раствора и камня из ЦТО рекомендуется использовать выпускаемые промышленностью химические реагенты. Применение ЦТО позволяет качественно цементировать скважины, обеспечивает подъем тампонажного раствора на большую высоту в одну ступень, во многих случаях позволяет отказаться от применения муфты ступенчатого цементирования (МСЦ).

Параметры тампонажного цемента, выбранного для цементирования скважины Западно-Серафимовского месторождения, сведены в таблице 2.29.

Таблица 2.29 - Параметры тампонажного цемента, выбранного для цементирования скважины Западно-Серафимовского месторождения

Марка тампонажного цемента	Водоцементное отношение	Плотность тампонажного раствора, кг/м3	Режим твердения	Предел прочности камня при изгибе, МПа, при твердении в течение, сут
			температура, оС	давление, МПа
					1	2
ЦТО-5-150	0,90 ± 0,05	1500 ± 50	120	40	2,9-3,8	4,1-4,6

2.8 Выбор буферной жидкости

Под буферной жидкостью понимают промежуточную жидкость между буровым и тампонажным растворами, которая способствует повышению качества цементирования скважин и облегчает проведение процесса цементирования. Как показали эксперименты, при отсутствии буферных жидкостей в результате коагуляции бурового раствора в зоне его смешения с тампонажными наблюдается рост давления в 1,4-1,8 раза, при этом коэффициент вытеснения бурового раствора не превышает 0,4-0,6.

Классификация буферных жидкостей по их свойствам и составу положена в основу действующего ОСТа. По физическим свойствам буферные жидкости подразделяются на вязкоупругие и вязкие, которые, в свою очередь, делятся на высоковязкие и низковязкие. Большинство буферных жидкостей - низковязкие.

В комплексе мероприятий, обеспечивающих высокую степень вытеснения бурового раствора из колонного пространства и удаление глинистых корок со стенок скважины, одним из основных является использование буферных жидкостей.

Поскольку разрез скважины Западно-Серафимовского месторождения представлен рыхлыми глинистыми породами, склонными к образованиям обвалов и осыпей при воздействии на них воды, при цементировании целесообразно использование структурированных буферных жидкостей [6].

Структурированные БЖ с низкой водоотдачей предназначены для цементирования скважин, при бурении которых используются утяжеленные буровые растворы, с целью исключения образования седиментационных пробок или смешивания их между собой, а также для цементирования скважин с низкими значениями градиентов пластового давления (АНПД), неустойчивыми глинистыми породами и наличием пластов с высокой проницаемостью.

Представителями этого класса БЖ являются растворы, получаемые из порошкообразных материалов: МБП-С-100, БП-100, БП-150, БПС-170.

Поскольку температура на забое скважины составляет 140 ^оС, целесообразно использование буферной жидкости БПС-170.

Материал буферный порошкообразный БПС-170 предназначен для получения термосолестойкой БЖ с регулируемой плотностью от 1050 до 2100 кг/м³, служащей для разделения различных по составу и плотности тампонажных и буровых растворов и эффективного вытеснения их из скважин с динамической температурой от 0 до 170 ^оС.

БПС-170 - порошкообразный материал, получаемый совместным перемешиванием кальцинированной соды, лигнина, карбоксиметилцеллюлозы, нитрилотриметилфосфоновой кислоты и пенозола.

Буферные жидкости из порошкообразных материалов приготавливается с помощью гидромешалок, фрезерно-струйных мельниц, цементировочной техники, а также гидравлических диспергаторов типа «струя в струю»; последние позволяют значительно ускорить приготовление жидкости и повысить ее качество.

Согласно данным таблицы 2.2 градиент пластовых давлений в разрезе скважины Западно-Серафимовского месторождения составляет 1,0 МПа/100 м, ранее была обоснована плотность бурового раствора равная 1250 кг/м³. Таким образом, для предотвращения газопроявлений при цементировании скважины необходимо использование буферной жидкости БПС-170 с плотностью 1100 кг/м³.

2.9 Выбор способа цементирования

Все способы цементирования имеют одну цель - вытеснить буровой раствор тампонажным из затрубного пространства скважины и поднять последний на заданную высоту. В результате этого предотвращается возможность движения любой жидкости или газа из одного пласта в другой через заколонное пространство, обеспечивается длительная изоляция продуктивных объектов от посторонних вод, укрепляются неустойчивые, склонные к обвалам и осыпям породы, обсадная колонна предохраняется от коррозии пластовыми водами и повышается ее несущая способность.

Весь комплекс работ, связанных с замещением бурового раствора цементным (тампонажным), называется цементированием скважины или обсадной колонны; сюда же входят ожидание затвердения цементного раствора (ОЗЦ) и период формирования цементного камня. Существует несколько методов цементирования. Из них наиболее распространен метод прямого цементирования, применяемый с некоторыми вариациями и изменениями с начала прошлого века [8].

Поскольку скважина будет зацементирована до устья с применением одного типа тампонажного раствора, целесообразно использование метода прямого цементирования.

Метод прямого цементирования реализуется в способе сплошного цементирования с двумя пробками, который заключается в следующем.

После спуска в скважину колонны обсадных труб с установленным над башмаком стоп-кольцом на верхней трубе монтируется цементировочная головка. В цементировочной головке закрепляется верхняя цементировочная (разделительная) пробка. В головках некоторых конструкций и нижняя цементировочная пробка монтируется в корпусе.

Цементировочная головка соединяется с цеметировочными насосами или насосами буровой. После промывки скважины в колонну продавливается нижняя цементировочная пробка. Если нижняя цементировочная пробка вставлена в цементировочную головку, то она продавливается в колонну. Одновременно в работу включаются насосы цементировочных агрегатов и цементно-смесительные машины, приготовляющие цементный (тампонажный) раствор.

После закачки в скважину необходимого количества цементного раствора сбрасывают верхнюю цементировочную пробку. Цементный раствор движется между двумя пробками, которые отделяют его от бурового раствора, предохраняя от загрязнения в обсадной колонне.

Вслед за верхней цементировочной пробкой закачивают продавочную жидкость (чаще всего буровой раствор), которой цементный раствор продавливают в затрубное пространство. Продавливание начинается с момента посадки нижней пробки на стоп-кольцо и продавливания диафрагмы в пробке. Это достигается незначительным повышением давления в колонне.

Подсчитывается количество продавочной жидкости, закачиваемой в скважину. Когда остается около 1-2 м³ продавочной жидкости, интенсивность ее закачки снижают. Процесс ведут до схождения пробок, посадки верхней пробки на нижнюю. Этот момент называется моментом «стоп» и характеризуется повышением давления.

Применение нижней цементной пробки весьма целесообразно: цементный раствор не смешивается с буровым в трубах, уменьшаются размеры зоны смешения растворов в затрубном пространстве; меньше возможность увеличения давления при прокачке цементного раствора в затрубном пространстве.

Перед тампонажным раствором закачивают буферную жидкость, предназначенную для предупреждения смешения бурового и тампонажного растворов, для очистки ствола и стенок скважины.

2.10 Обоснование коэффициента кавернозности по данным кавернометрии

Коэффициент кавернозности ствола скважины, являющийся отношением фактического диаметра ствола скважины по данным кавернометрии к номинальному диаметру долота, выступает важным параметром определяющим объем затрубного пространства и необходимое количество тампонажного раствора при цементировании скважины. Правильный выбор этого параметра определяет качество проведения тампонажных работ в частности и разобщения пластов в целом.

Для наглядной демонстрации влияния значения коэффициента кавернозности на качество тампонажных работ приведем результаты акустического качества цементирования (АКЦ) по скважине Западно-Серафимовского месторождения.

При строительстве скважины на Западно-Серафимовском месторождении была принята следующая конструкция - таблица 2.30, рисунок 2.8.

Таблица 2.30 - Конструкция, принятая при строительстве скважины на Западно-Серафимовском месторождении

Наименование колонны	Диаметр колонны, мм	Глубина спуска, м	Интервал цементирования, м
Направление	426	8	0-8 (забутовывается)
Направление	324	60	0-60
Кондуктор	245	800	0-800
Промежуточная (потайная) колонна	168	700-2150	700-2150
Эксплуатационная колонна	114	3130	1650-3130

Рисунок 2.8 - Конструкция, принятая при строительстве скважины на Западно-Серафимовском месторождении

Применение данной конструкции объясняется тем, что первоначально Западно-Серафимовское месторождение рассматривалось как нефтяное, после уточнения характера насыщения - раздел 1.3, месторождение было охарактеризовано как газовое и при проектировании скважины была принята конструкция, обоснованная в разделе 2.3.

Результаты АКЦ в интервале установки эксплуатационной колонны для принятой ранее конструкции скважины приведены на рисунке 2.9.

Рисунок 2.9 - Совмещенная диаграмма показаний АКЦ и каверномера для эксплуатационной колонны диаметром 114 мм

При цементировании обсадной колонны цемент был поднят до глубины 1845 м вместо проектной равной 1650 м. Практически до глубины 2597 м качество цементирования можно охарактеризовать как крайне низкое. Общая длина участков с плохим качеством сцепления цемента с колонной составила 774 м, коэффициент успешности цементирования при проектной длине цементируемого интервала 1456 м (фактический забой скважины составил 3106 м при проектном 3130 м, что связано с недоспуском эксплуатационной колонны) составил всего лишь 0,47. Как видно это значение крайне низко и позволяет охарактеризовать качество тампонажных работ как невысокое.

В целом, как видно из рисунка 2.9, хорошее качество тампонажных работ было обеспечено в интервалах со значением кавернозности ствола скважины меньше проектного равного 1,25. Однако видно, что в интервале 2971,6-3106,0 м при максимальном значении коэффициента кавернозности равном 1,73 было обеспечено хорошее качество тампонажных работ. Данное обстоятельство вызвано тем, что при подъеме в затрубном пространстве тампонажный раствор интенсивно заполняет полости расположенные вблизи забоя скважины, при этом высота подъема тампонажного раствора всегда будет меньше проектной.

Поэтому для повышения качества разобщения пластов при строительстве скважины на Западно-Серафимовском месторождении, необходимо закладывать значение коэффициента кавернозности исходя из анализа результатов кавернометрии по ранее пробуренным скважинам. Это позволит определить оптимальный объем тампонажного раствора, необходимого для качественного цементирования скважины.

При определении оптимального значения коэффициента кавернозности ствол скважины необходимо разбить на несколько участков характеризующихся определенной амплитудой значения коэффициента кавернозности и выбирать его значение по максимальному значению в данном интервале.

Установим значения коэффициента кавернозности для проектируемой скважины Западно-Серафимовского месторождения по данным кавернометрии - рисунки 2.10 и 2.11

Рисунок 2.10 - Результаты кавернометрии по Западно-Серафимовскому месторождению в интервале 0-800 м



Рисунок 2.11 - Результаты кавернометрии по Западно-Серафимовскому месторождению в интервале 800-2150 м

Как видно из рисунка 2.10 принятый коэффициент кавернозности при цементировании интервала установки кондуктора существенно выше фактического. Это обеспечивает с одной стороны высокое качество тампонажных работ, а с другой - нецелесообразный перерасход тампонажного материала. Таким образом, значение коэффициента кавернозности в интервале 0-800 метров может быть уменьшено, что позволит сократить затраты на тампонажные работы при обеспечении должного их качества.

Как видно из рисунка 2.11 в интервалах 800,0-1670,5 м и 1975,0-2150,0 м фактический коэффициент кавернозности также существенно меньше принятого, а в интервале 1670,5-1975,0 м - выше принятого. Таким образом, значение коэффициента кавернозности в интервалах 800,0-1670,5 м и 1975,0-2150,0 м может быть снижено, а в интервале 1670,5-1975,0 - должно быть увеличено.

Результаты определения коэффициента кавернозности для проектируемой конструкции скважины Западно-Серафимовского месторождения приведены в таблице 2.31.

Таблица 2.31 - Результаты определения коэффициента кавернозности по скважине Западно-Серафимовского месторождения

Наименование, диаметр колонны	Интервал цементирования, м	Коэффициент кавернозности
	от	до	интервал глубин, м	значение
			от	до
Направление, 245 мм	0	210	0,0	195,4	1,20
			195,4	210,0	1,25
Кондуктор, 168 мм	0	1815	0,0	210,0	1,00
			210,0	266,1	1,35
			266,1	792,6	1,20
			792,6	800,0	1,35
			800,0	1072,2	1,10
			1072,2	1373,8	1,20
			1373,8	1664,3	1,30
			1664,3	1815,0	1,60
Эксплуатацион ная колонна, 114 мм	0	3130	0,0	1815,0	1,00
			1815,0	1977,6	1,80
			1977,6	2150,0	1,20
			2150,0	2331,3	1,25
			2331,3	2500,0	2,05
			2500,0	2639,6	1,20
			2639,6	2737,4	1,70
			2737,4	2898,3	1,25
			2898,3	3130,0	1,85

Размещено на http://www.allbest.ru/

119

2.11 Расчет цементирования скважины

Произведем расчет цементирования эксплуатационной колонны скважины Западно-Серафимовского месторождения.

Определяем плотность тампонажного раствора на базе цемента ЦТО-5-150 имеющего водоцементное отношение равное 0,9 и плотность сухого цемента равную 2,727 г/см³ [6]:

, (2.47)

где-с_ц.р.---плотность тампонажного цементного раствора, г/см³;

-m_---водоцементное отношение;

-с_ц---плотность тампонажного цемента, г/см³;

-с_в---плотность воды, г/см³.

.

Вычисляем минимальный объем буферной жидкости для обеспечения качества цементирования при плотности буферной жидкости равной 1,1 г/см³:

, (2.48)

где-V_буф.min---минимальный объем буферной жидкости, м³;

k_кавер.---коэффициент кавернозности ствола скважины;

Д---толщина фильтрационной корки, м;

D_дол---диаметр долота, м;

D_н---наружный диаметр колонны, м;

Н_ц.р---высота подъема тампонажного цементного раствора, м.

Как было установлено в главе 2.10. коэффициент кавернозности существенно меняется на разных участках ствола скважины, поэтому перед проведением расчетов по формуле (2.48) целесообразно рассчитать средневзвешенный по стволу коэффициент кавернозности:

, (2.49)

где k_{кавер.ср} - средневзвешенный коэффициент кавернозности;

k_кавер.i - коэффициент кавернозности на i-том участке ствола скважины;

l_i длина i-того участка ствола скважины, м.

Имеем

Диаметр долота при бурении под эксплуатационную колонну составлял 146 мм, а наружный диаметр эксплуатационной колонны равен 114,3 мм, тампонажный раствор будет поднят до устья, таким образом, высота подъема тампонажного раствора будет равна 3130 м, толщину фильтрационной корки принимаем равной 3 мм. Отсюда минимальный объем буферной жидкости будет:

Рассчитываем критический объем буферной жидкости для предотвращения проявлений в процессе цементирования по формуле:

; (2.50)

, (2.51)

где-V_буф.кр- - критический объем буферной жидкости, м³;

с_б.р- - плотность бурового раствора, г/см³;

L_пл -глубина определения максимального пластового давления, м;

р_плmax-- максимальное пластовое давление, МПа;

б -угол наклона скважины;

D_скв--диаметр скважины, м;

с_буф - плотность буферной жидкости, г/см³.

Глубина спуска эксплуатационной колонны равна 3130 м, пластовое давлении на этой отметке равно 31,30 МПа, плотность бурового раствора равна 1,25 г/см³, средний угол наклона скважины в интервале установки эксплуатационной колонны равен 2,04^о. Отсюда имеем:

.

Объем буферной жидкости принимается из условия:

, (2.52)

где V_буф - объем буферной жидкости, м³.

, поэтому принимаем объем буферной жидкости равный 10 м³.

Определяем требуемое количество тампонажного цементного раствора по формуле:

, (2.53)

где V_ц.р - объем тампонажного раствора, м³;

D_в.п.к - внутренний диаметр ранее спущенной колонны, м;

Н_п.к - глубина спуска предыдущей колонны, м;

D_скв.i - диаметр скважины на i-том участке ствола, м;

Н_i - длина i-того участка ствола, м;

d - внутренний диаметр эксплуатационной колонны в интервале установки цементного стакана, м;

h - высота цементного стакана, м.

Для проектируемой скважины внутренний диаметр ранее спущенного кондуктора равен 152,3 мм, а его длина 1815 м, сведения о коэффициенте кавернозности и длинах участков ствола скважины, соответствующих им приведены в таблице 2.31, внутренний диаметр эксплуатационной колонны в интервале цементного стакана равен 98,3 мм, а высота цементного стакана - 20 м. Отсюда имеем:

Рассчитываем массу тампонажного цемента по формуле:

, (2.54)

где 1,05 - коэффициент, учитывающий потери цемента при погрузочно-разгрузочных работах.

.

Определяем объем воды для затворения тампонажного цемента по формуле:

, (2.55)

где 1,1 - коэффициент резерва жидкости затворения.

.

Находим объем продавочного раствора по формуле:

, (2.56)

где V_п.р - объем продавочного раствора, м³;

d_i - внутренний диаметр i-той секции эксплуатационной колонны, м;

l_i - длина i-той секции эксплуатационной колонны, м;

k_с - коэффициент сжимаемости жидкости за счет газа (принимается равным 1,02-1,04).

Принимаем технологически необходимую скорость восходящего потока тампонажного цементного раствора в затрубном пространстве 1,8 м/с и определяем подачу насосов ЦА для обеспечения данной скорости по формуле:

; (2.57)

, (2.58)

где Q - подача насосов ЦА, дм³/с;

F_затр - площадь сечения затрубного пространства, м²;

V - скорость восходящего потока тампонажного раствора в затрубном пространстве, м/с;

V_стак - объем цементного стакана, м³.

;

.

Определяем максимальное давление на цементировочной головке в конце цементирования по формуле:

, (2.59)

где р_к - максимальное давление в конце цементирования, МПа;

р_р - максимальная ожидаемая разность гидростатических давлений в трубах и затрубном пространстве в конце цементирования, МПа;

р_тр - давление на преодоление гидравлических сопротивлений в трубах, МПа;

р_затр - давление на преодоление гидравлических сопротивлений в затрубном пространстве, МПа.

Определяем максимальную ожидаемую разность гидростатических давлений в трубах и затрубном пространстве в конце цементирования по формуле:

. (2.60)

.

Рассчитываем давление на преодоление гидравлических сопротивлений в трубах:

, (2.61)

где; л_б.р; -; коэффициент гидравлических сопротивлений бурового раствора (принимается равным 0,02);

L; -; длина эксплуатационной колонны, м;

d_ср.; -; средневзвешенный внутренний диаметр эксплуатационной колонны, см.

По результатам расчетов в разделе 2.5 средневзвешенный внутренний диаметр эксплуатационной колонны составил 100,11 мм, отсюда имеем:

.

Вычисляем давление на преодоление гидравлических сопротивлений в затрубном пространстве по формуле:

, (2.62)

где л_ц.р - коэффициент гидравлических сопротивлений тампонажного раствора (принимается равным 0,035).

.

Максимальное давление в конце цементирования составит:

.

Допустимое давление на устьевое цементировочное оборудование рассчитываем по формуле:

, (2.63)

где р_д.г - допустимое давление на устьевое оборудование, МПа;

p_у - наибольшее рабочее давление, МПа.

Согласно таблице 2.16 наибольшее рабочее давление для цементировочной головки ГЦУ-114 составляет 40 МПа, отсюда имеем:

.

Поскольку 20,32 < 26,67, устьевое оборудование будет обладать необходимой прочностью для проведения тампонажных работ.

В соответствии с подачей равной 32,22 дм³/с и максимальным давлением 20,32 МПа выбираем агрегат ЦА-320М. Характеристики агрегата ЦА-320М приведены в таблицах 2.32 и 2.33.

Таблица 2.32 - Параметры цементировочного агрегата ЦА-320М

Наименование параметра	Численное значение
Максимальное давление при подаче 2,9 дм3/с, МПа	32,0
Максимальная подача при давлении 4,0 МПа, дм3/с	23,0
Тип цементировочного насоса	9Т
Тип водоподающего насоса	1В
Вместимость, м3 - мерного бака - цементного бачка	6,40 0,25
Диаметр трубопроводов, мм: - приемных - нагнетательных	100,0 50,0
Общая длина разборного трубопровода, м	22,0
Общая масса агрегата, т	17,5

Таблица 2.33 - Характеристика цементировочного насоса 9Т

Включенная передача	Давление, МПа	Подача, дм3/с
	Диаметр втулки, мм
	100	115	127	100	115	127
II	30,50	22,50	18,20	3,00	4,10	5,10
III	15,90	11,70	9,50	5,80	7,90	9,80
IV	10,26	7,60	6,10	9,00	12,20	15,10
V	6,90	5,00	4,00	13,50	18,30	23,00

Определяем число ЦА из условия их подачи, рассчитанной при p_к. По таблице 2.33 находим, что при диаметре втулки 115 мм и давлении насоса ЦА p_II = 22,5 МПа, q_II = 4,1 дм³/с:

, (2.64)

где n - число ЦА, шт.;

q - подача насоса ЦА при заданной скорости, дм³/с.

Принимаем 9 агрегатов ЦА-320М.

Рассчитываем необходимое число цементосмесительных машин в зависимости от массы цемента, его насыпной объемной массы и вместимости бункера по формуле:

, (2.65)

где m - число цементосмесительных машин, шт.;

V_бун - объем бункера цементосмесительной машины, м³;

г_н - насыпная объемная масса цемента, г/см³.

Объем бункера цементосмесительной машины согласно таблице 2.34 равен 14,5 м³, насыпная объемная масса облегченных цементов типа ЦТО составляет 0,84 г/см³, отсюда:

Принимаем 4 цементосмесительных машины, в каждую из которых будет загружено по 11,66 т цемента.

Таблица 2.34 - Характеристика цементосмесительной машины 2СМН-20

Наименование параметра	Численное значение
Транспортная грузоподъемность, т	8-10
Вместимость бункера по сухому цементу, т	20
Объем бункера, м3	14,5
Производительность при приготовлении раствора, м3/мин: - цементного - цементно-бентонитового - глинистого	0,6-1,2 0,5-1,0 1,0-2,0
Давление жидкости затворения, МПа	0,8-2,0
Масса незагруженной машины, т	13,8

Определяем количество работающих ЦА при закачке буферной жидкости. Так как объем буферной жидкости 10 м³, а емкость мерного бака ЦА 6,4 м³ - таблица 2.32, то для закачки буферной жидкости принимаем два ЦА.

Исходя из давления на преодоление гидравлических сопротивлений равного , принимаем подачу при закачке буферной жидкости согласно таблице 2.33 равной q_II = 4,1 дм³/с.

Число работающих ЦА при закачке тампонажного цементного раствора рассчитывают по формуле:

. (2.66)

.

Поскольку, (56,25 > 25,13), для обеспечения общей подачи 32,22 дм³/с достаточна принятая подача одного агрегата q_II = 4,1 дм³/с, т.е. .

Таким образом, подача смесительных машин обеспечит полученную суммарную подачу ЦА.

Закачивание 0,98 объема продавочного раствора будет осуществляться 8 ЦА при подаче q_II = 4,1 дм³/с. Оставшиеся 0,02 объема продавочного раствора будут закачиваться одним агрегатом при подаче q_II = 4,1 дм³/с.

Определяем продолжительность цементирования обсадной колонны по формуле:

, (2.67)

где t_ц - продолжительность цементирования, мин;

n₁ - количество ЦА при закачке буферной жидкости, шт.;

n₂ - число агрегатов при закачке тампонажного раствора, шт.;

n₃ - число агрегатов при закачке 0,98 объема продавочного раствора, шт.

Для цементирования обсадной колонны необходимо принять тампонажный цементный раствор, характеризующийся началом загустевания:

. (2.68)

.

Результаты расчета цементирования эксплуатационной колонны сведены в таблице 2.35.

Таблица 2.35 - Результаты расчета цементирования эксплуатационной колонны скважины Западно-Серафимовского месторождения

Наименование параметра	Численное значение
Количество, м3: - тампонажного цементного раствора - буферной жидкости - сухого тампонажного цемента, т - воды затворения - продавочного раствора	56,25 10,00 46,63 46,16 25,13
Число агрегатов ЦА-320М	9
Число машин 2СМН-20	4
Продолжительность цементирования, мин	73,47

2.12 Схема размещения и обвязки оборудования при цементировании

В настоящее время в различных нефтегазовых районах применяют несколько отличающихся друг от друга технологических схем приготовления и нагнетания тампонажных растворов. Это отличие обусловлено спецификой геолого-технических, а иногда и климатических условий данного района, что определяет выбор конструкции скважины, способа цементирования и тампонажного материала для каждого конкретного района [8].

Отличие этих схем заключается в использовании различного числа цементировочных агрегатов и цементосмесительных машин, а также в применении специальных устройств или механизмов, повышающих качество раствора или цементирования в целом и улучшающих условия труда обслуживающего персонала.

Во всех этих схемах, как правило, предусматривается такое соотношение между численностью цементосмесительных машин и цементировочных агрегатов, при котором обеспечивается бесперебойное приготовление и нагнетание тампонажного раствора в скважину с заданным темпом. Обычно с одной цементосмесительной машиной 2СМН-20 работают два цементировочных агрегата, один из которых (имеющий водоподающий насос) подает жидкость на затворение в гидровакуумное смесительное устройство цементосмесительной машины, а второй (не имеющий водоподающего насоса) вместе с первым нагнетает готовый раствор в скважину. При этом суммарная подача жидкости (по паспортным данным) двумя агрегатами несколько больше производительности цементосмесительной машины. Как правило, для продавливания верхней разделительной пробки используют агрегат 3ЦА-400А, который обвязывают с цементировочной головкой.

Прежде чем подать раствор в скважину, его некоторое время перемешивают в осреднительной емкости; благодаря этому повышается его однородность, что существенно улучшает качество цементирования. На рисунке 2.12 показана схема расстановки и обвязки оборудования при цементировании скважин облегченным тампонажным раствором с применением осреднительной емкости и использованием резервуара вместимостью 50 м³ для заготовки воды затворения.