Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ состояния работ по закаичиванию и эксплуатации горизонтальных скважин на Кущевском ПХГ 12
1.1 Геолого-технические условия строительства и эксплуатации горизонтальных скважин 12
1.2 Анализ состояния работ по закаичиванию горизонтальных скважин 17
1.2.1 Крепление скважин эксплуатационной колонной 17
1.2.2 Освоение горизонтальных скважин 24
1.2.3 Недостатки технологии заканчивания 26
1.3 Анализ показателей эксплуатации горизонтальных скважин 27
1.4 Выбор направлений исследования 30
2. Исследование сил сопротивления при спуске обсадной колонны в горизонтальные скважины и условий формирования потока вязкопластичной жидкости в затрубном пространстве наклонного и горизонтального участков ствола 32
2.1 Исследование сил сопротивления при спуске обсадной колонны в горизонтальную скважину 31
2.2 Исследование условий формирования потока вязко-пластичной жидкости в затрубном пространстве наклонного и горизонтального участков ствола 45
2.3 Оценка центрирующей способности пружинных и жестких центраторов 52
2.4 Методика центрирования обсадной колонны и фильтра в скважине 54
2.5 Технология очистки наклонного и горизонтального участков ствола от шлама 56
2.6 Разработка метода очистки ствола скважины при обвалах породы и потере проходимости бурового инструмента 61
Выводы 65
3. Совершенствование конструкции горизонтальной скважины и технологии ее заканчивания 67
3.1 Совершенствование конструкции скважины и разработка требований к цементированию обсадной колонны в наклонном стволе 67
3.2 Центрирование обсадной колонны в наклонном и искривленном участках ствол 70
3.3 Исследование моющей способности и выбор буферной жидкости 75
3.4 Разработка методики выбора рецептуры тампонажного раствора для цементирования обсадной колонны в наклонном стволе и технология его применения 84
3.4.1 Разработка методики выбора рецептуры тампонажного раствора 84
3.4.2 Технология приготовления и заканчивания тампонажных растворов 92
3.5 Технология предотвращения заколонных каналообразований и проявлений при цементировании скважин 99
3.6 Совершенствование технологии заканчивания скважин 106
3.6.1 Компоновка низа эксплуатационной колонны для горизонтальных скважин 107
3.6.2 Центрирование фильтра в горизонтальном участке скважины 110
3.6.3 Жидкость заканчивания 113
3.7 Подвесное устройство фильтра, его конструкция и работа в скважине 115
3.7.1 Работа подвесного устройства 120
3.8 Расширка ствола скважины в процедуре углубления 121
Выводы 124
4 Опытно-промышленное применение разработок 126
4.1 Промышленное применение методики центрирования обсадных колонн в вертикальных и горизонтальных скважинах 126
4.2 Промышленное применение специальной компоновки низа эксплуатационной колонны в горизонтальных скважинах (башмачное устройство фильтра) 127
4.3 Промышленное применение способов приготовления тампонажных растворов 129
4.3.1 Способ приготовления с помощью специального смесительного приспособления 129
4.3.2 Способ приготовления методом рециркуляции 130
4.4 Промышленное применение технологии предотвращения заколонных каналообразований и проявлений при цементировании скважин 131
Основные выводы и рекомендации 134
Список литературы 136
Приложение 147
- Анализ состояния работ по закаичиванию горизонтальных скважин
- Исследование условий формирования потока вязко-пластичной жидкости в затрубном пространстве наклонного и горизонтального участков ствола
- Центрирование обсадной колонны в наклонном и искривленном участках ствол
- Промышленное применение специальной компоновки низа эксплуатационной колонны в горизонтальных скважинах (башмачное устройство фильтра)
Введение к работе
Актуальность проблемы. Подземные хранилища газа (ПХГ) сооружаются на период до 100 и более лет. Они служат для накопления и последующего периодического использования газа для хозяйственных нужд. К настоящему времени в России и странах СНГ действуют около 50-ти ПХГ, к числу которых относятся Щелковское, Ставропольское, Касимовское, Саратовское, Базайское, Солоховское, Полторацкое, Акыртюбинское, Кущев-ское и другие.
Сооружение ПХГ будет продолжаться и в дальнейшем, в том числе с использованием горизонтальных скважин. В связи с длительными сроками эксплуатации ПХГ к качеству строительства скважин предъявляются повышенные требования, особенно, по надежности и долговечности.
На Кубани, впервые в России, ведется строительство Кущевского и Краснодарского ПХГ с помощью горизонтальных скважин. Горизонтальные скважины позволяют обеспечить в три - четыре раза большую производительность при закачке и отборе газа, чем вертикальные и наклонно- направленные, значительно повысить коэффициент охвата пласта, что дает возможность уменьшить их общее количество, сконцентрировать шлейфы, улучшить экологическую обстановку путем кустового бурения. Строительство горизонтальных скважин, особенно на ПХГ, потребовало комплексного решения сложных задач выбора эффективной конструкции скважин,
технологии их заканчивания, типа и параметров профиля скважин с учетом схемы разработки и их размещения в кустах.
Большой вклад в решение проблем повышения качества проводки горизонтальных скважин, первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов внесли теоретические, экспериментальные и промысловые исследования М.М. Александрова, Л.А. Алексеева, O.K. Ангелопуло, М.О. Ашрафьяна, B.C. Баранова, А.И. Булатова, В.Ф. Буслаева, В.И. Вяхирева, И.П. Дороднова, А.Г. Кашкина, Н.Ф. Кагарманова, А.А. Клюсова, А.Т. Ко-шелева, Н.И. Крысина, Ю.С. Кузнецова, Г.А. Кулябина, А.И. Ленькова, М.Р. Мавлютова, Б.А. Никитина, Д.Ф. Новохацкого, В.П. Овчинникова, В.Н. Поляков, А.Г. Потапова, С.А. Рябоконя, B.C. Федорова и многих других. Вместе с тем, анализ показывает, что опубликованные исследования не в полной мере решают проблемы крепления, заканчивания и освоения горизонтальных скважин на ПХГ, где крепь работает в режиме знакопеременных нагрузок при закачке и отборе газа, в широком дипазоне колебания температур. Поэтому создание герметичной на длительный период конструкции скважины при условии сохранения естественной проницаемости призабойной зоны является не только актуальной проблемой, но и обязательной задачей исходя из целей создания ПХГ.
Цель работы. Повышение надежности, долговечности и продуктивности горизонтальных скважин подземных хранилищ газа.
7 Основные задачи исследований
Анализ причин, снижающих качество строительства и продуктивность скважин, в том числе горизонтальных.
Разработка технологии проработки и эффективной очистки наклонных и горизонтальных стволов скважин от шлама перед спуском обсадных колонн.
Корректировка методики оценки сил сопротивления при спуске обсадных колонн с центраторами на основе аналитических и промысловых исследований.
Совершенствование методики расчета мест установки, требуемых характеристик центраторов, обеспечивающих формирование потоков без застойных зон в затрубном пространстве обсадных колонн в наклонных и горизонтальных скважинах.
Совершенствование конструкции горизонтальных скважин на ПХГ.
Разработка комплекса технико - технологических мероприятий:
- по повышению качества крепления промежуточных колонн;
для герметичной установки нецементируемого щелевого фильтра в горизонтальном стволе с очисткой кольцевого пространства за фильтром от бурового раствора и шлама;
для герметичной установки сменной эксплуатационной колонны с компенсацией линейных перемещений.
8 7. Проведение промысловых испытаний и внедрение разработок, обеспечивающих повышение надежности, долговечности и продуктивности горизонтальных скважин ПХГ.
Научная новизна
Предложена комплексная методика определения сил сопротивления движению обсадной колонны в горизонтальной скважине, выбора типа и мест установки центраторов, облегчающих спуск колонн и обеспечивающих эффективное вытеснение бурового раствора.
На уровне изобретения разработана конструкция эксцентричного расширителя для проработки и очистки от шлама ствола скважины перед спуском обсадной колонны (патент РФ № 2134765 от 20.08.99).
Разработана новая конструкция многофункционального подвесного устройства для герметичной установки в скважине щелевого фильтра, обеспечивающего возможность его промывки, компенсацию линейных перемещений сменной колонны.
Для седиментационно устойчивых (по общепринятой методике определения) тампонажных растворов установлена экспоненциальная зависимость газопроницаемости зацементированного кольцевого пространства скважины от угла ее наклона.
Разработана технология очистки кольцевого пространства за фильтром от бурового раствора и шлама в горизонтальных скважинах путем вре-
9 менной герметизации щелевого фильтра и закачки высоковязкой активной
жидкости с заданным периодом стабильности.
Практическая ценность и реализация результатов исследований
Разработана и реализована при креплении скважин комплексная методика определения сил сопротивления движению обсадной колонны в горизонтальной скважине и выбора мест установки центраторов для полного заполнения кольцевого пространства тампонажным раствором или специальной технологической жидкостью.
Разработан и успешно используется в практике бурения способ восстановления проходимости обсадных колонн по стволу скважины после обвала породы. Эффективность способа повышается при использовании эксцентриков в составе бурильной колонны.
Разработана конструкция горизонтальных скважин для ПХГ, позволяющая повысить их долговечность и надежность за счет обеспечения качественного крепления ствола промежуточной колонной до продуктивного горизонта, использования сменной эксплуатационной колонны с устройством, компенсирующим ее линейные перемещения.
Разработаны и внедрены в производство эксцентричные расширители, обеспечивающие требуемую толщину цементного камня в кольцевом пространстве.
Разработана и внедрена при цементировании скважин технология очистки кольцевого пространства буферной жидкостью с высокой моющей способностью.
6. Разработана и внедрена в производство технология цементирования
245-мм промежуточной колонны с получением гомогенизированных смесей и с последующей рециркуляцией тампонажного раствора.
Разработана и внедрена технология термо-барического воздействия на твердеющий цементный раствор с целью получения герметизирующих перемычек в кольцевом пространстве.
Разработана и внедрена технология очистки зафильтрового пространства от бурового раствора и шлама в горизонтальных скважинах путем закачки высоковязкой активной жидкости с заданным периодом стабильности.
Апробация работы
Основное содержание диссертационной работы докладывалось, обсуждалось и было одобрено: - на межрегиональной научно-технической конференции по проблемам газовой промышленности России (г.Ставрополь, 1997 г.); - на 3-й научно-технической конференции, посвященной 70-летию Российского Государственного университета нефти и газа им. И.М.Губкина (г.Москва, 1999 г.); - на кафедре бурения Тюменского государственного нефтегазового университета (г. Тюмень, 2000 г.). Работа выполнена в соответствие с тематикой НИР, утвержденной ДООО «Бургаз» на 1999-2000 годы.
Публикации
Основные положения диссертационной работы опубликованы в 16 печатных работах, в том числе в одном патенте Российской Федерации.
Объем и структура работы
Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка литературы, включающего 103 наименований работ отечественных и зарубежных авторов. Объем работы 146 страниц машинописного текста, 15 рисунков, 38 таблиц и 10 приложений.
Краткий обзор результатов предыдущих исследований других авторов по решаемым в диссертации задачам приводятся в разделах работы.
Анализ состояния работ по закаичиванию горизонтальных скважин
Как указывалось выше, крепление скважины эксплуатационной колонной производится вместе с входящим в ее состав фильтром. Для изоляции зоны цементирования от пласта в основном применялся заколонныи пакер ПДМ, рассчитанный для установки в устойчивом стволе диаметром до 240 мм и на перепад давления 12 МПа [98].
Выбор места посадки пакера производился по данным каверномера и профилемера.
Однако часто из-за каверзности ствола пакер приходилось устанавливать не над кровлей эксплуатационного объекта, а ниже, вследствие чего на скважинах проводились дополнительные перфорационные работы.
Сведения по горизонтальным скважинам, пробуренным на конец 1998г и осложнениям, имевшим место при их креплении эксплуатационными колоннами, представлены в Приложении 1.
Основным видом осложнения было наличие цемента в фильтре после цементирования эксплуатационной колонны: из 54 случаев цементирования цемент в фильтре оказался в 12 скважинах (22%). Распределение количества случаев по периодам времени строительства ПХГ даны в табл. 1.4. Средняя длина интервала расположения цемента в фильтре составляла 192м. Необходимо отметить, что впервые случаи наличия цемента в фильтре были обнаружены при освоении скважин.
Для предупреждения этого осложнения в начале 1998 года была разработана технология цементирования, основанная на результатах опрессовки скважины перед спуском эксплуатационной колонны. Технология предусматривала снижение давления при цементировании за счет ограничения плотности и консистенции цементного раствора, а также скорости его продавливания в затрубное пространство скважины.
Однако, как показал опыт цементирования скважин в период с 1998 по 1999гг., эта технология позволила снизить процент брака, но не полностью исключить его. При этом следует отметить, что скорость восходящего потока цементного раствора не превышала 1,0 м/с, а при продавливании последней трети объема цементного раствора - 0,5 м/с, в то время как согласно рекомендациям [89] она должна быть не менее 1,8-2,0 м/с. В табл. 1.5 представлены сведения о распределении количества случаев наличия цемента в фильтре эксплуатационной колонны от глубин скважин по стволу, величин пластового давления и типа цементировочного устройства. Из табл. 1.5 видно, что во всех случаях применения заколонных пакеров вероятность наличия цемента в фильтре возрастает с увеличением глубин скважин и пластовых давлений.
Оценка значимости влияния глубины скважины и пластовых давлений на наличие цемента в фильтре проведена с помощью критерия Стюдента [18]. Последовательность расчета критерия приведена в табл. 1.6 и 1.7, из анализа которых следует, что зависимость результата исхода операций от глубины скважины и пластового давления является не случайной и обусловлена геолого- техническими условиями в скважине при её цементировании.
Это означает, что в условиях горизонтальных скважин Кущевского ПХГ применяемые заколонные пакеры не обеспечивают изоляцию эксплуатационного объекта от зоны цементирования, наличие цемента в фильтре эксплуатационных колонн является следствием поглощения (в большинстве случаев частичного), когда давление при цементировании превышает давление поглощения в эксплуатационном объекте.
Поскольку расчетное значение критерия Стюдента (t=l,34 при к=44) больше табличного t= 1,303, то с вероятностью более 80% можно считать, что зависимость исхода операций от величины пластового давления не яв ляется случайной [18,91].
Исследованиями [22,99,100] установлено, что в суспензии (каковым является цементный раствор), находящейся в канале с углом наклона 30-60, происходит оседание твердой фазы на нижнюю стенку канала (эффект Бой-котта). Процесс происходит как при статическом состоянии суспензии, так и при её течении; он предупреждается при турбулентном потоке, а также когда суспензия характеризуется повышенной консистенцией. Однако, реализация этих условий при цементировании скважин на Кущевском ПХГ при вскрытом эксплуатационном объекте невозможна, так как повышение давления может вызвать поглощение.
Низкому качеству цементирования, кроме того, способствуют следующие негативные факторы: 1. Кавернообразование в интервале расположения глин над кровлей эксплуатационного объекта, которое происходит в процессе бурения горизонтального ствола. 2. Зашламленность наклонного и горизонтального участков ствола вследствие эффекта Бойкотта. Следует отметить, что при бурении до кровли эксплуатационного объекта ствол скважины характеризуется отсутствием каверн и желобов. Однако, к окончанию бурения горизонтального участка ствола, ствол в интервале глинистой покрышки пласта оказывается осложненным кавернами и желобами (коэффициент каверзности до 1,3). Вполне вероятно, что развитие каверн обусловлено тектонической составляющей горного давления [49]. Исходя из изложенного, сделан вывод о целесообразности крепления скважин обсадной колонной до вскрытия кровли эксплуатационного объекта.
Исследование условий формирования потока вязко-пластичной жидкости в затрубном пространстве наклонного и горизонтального участков ствола
Предупреждение образования застойных зон в затрубном пространстве скважины является одним из главных условий её качественного цементирования. Считается, что застойные зоны не возникают при центрированном положении колонны в скважине. Однако в ранее разработанных методиках по центрированию обсадных колонн [61,62,63,77,78] отсутствует требование по допустимой величине эксцентриситета кольцевого пространства, и не учитывается воздействия контактных нагрузок на пружинный центратор. Вопросу движения вязкопластичной жидкости в эксцентричном кольцевом пространстве и допустимой величине эксцентриситета в ранее опубликованных работах уделено значительное внимание [42,43,44,45,53]. Р.И. Шищенко в результате экспериментальных работ установил [95], что при низких скоростях течения максимальное значение коэффициента вытеснения соответствует условию: где: 5- ширина узкой части кольцевого сечения, см; вР - СНС бурового раствора, гс/см2; Yu j УР - удельный вес соответственно цементного и бурового растворов, гс/см3. Мирзаджанзаде А.Х., Гули - Заде М.П. и др.[81] отмечают, что при эксцентричном расположении колонны для движения защемленного глинистого раствора необходимо выполнение условия: где: АР- перепад давления; / - длина защемленного участка; 5- зазор в защемленном месте; т0- предельное динамическое напряжение сдвига. Впервые вопрос об условиях формирования потока вязкопластичной жидкости в кольцевом пространстве при восстановлении циркуляции был рассмотрен в работе М.О. Ашрафьяна, А.И. Булатова и Г.А. Ерёмина [6].
Было установлено: - минимальный градиент перепада давления при восстановлении циркуляции определяется условием где: 9 - статическое напряжение сдвига; гг max - максимальное значение гидравлического радиуса сечения, по которому происходит восстановление циркуляции. - в эксцентричном кольцевом сечении максимальное значение гидравли ческого радиуса может иметь не все кольцевое сечение, а только его часть. Так, в кольцевом сечении, образованном окружностями диаметром 168 и 280 мм, при эксцентриситете Є = 56 мм (максимальное значение) имеет место фигура, гидравлический радиус которой превышает радиус всего сечения в 1.35 раза, при Є = 28 мм - в 11,7, при Є 11,7 мм отношение этих радиусов равно единице. Это означает, что при Є 11,7 в кольцевом сечении 168 х 280 мм восстановление циркуляции вязкопластичной жидкости происходит не по всему кольцевому сечению, а только по его части., при Є 11,7мм - по всему. Эксцентриситет, при котором максимальный гидравлический радиус части сечения не превышает радиус всего сечения, назван критическим. Авторами была установлена графическая зависимость между минимальным зазором в кольцевом пространстве и диаметром окружностей, его образующих, при котором образование потока во время восстановления циркуляции происходит по всему кольцевому сечению, т.е. без образования застойных зон. Однако пользоваться этим графиком при практических расчетах затруднительно. Р.И. Шищенко, решая задачу движения раствора при эксцентричном расположении колонны, исходил из положения, что при переводе от состояния покоя к движению раствор раньше всего начинает двигаться в широкой части сечения. Раствор в узкой части может ещё оставаться в покое и при его обтекании при действии давления Р на торец F0 и силы влечения Aril, где Аг ширина кольца на границе неподвижного объекта, 1 - длина потока, X - касательное напряжение на той же границе. При такой постановке вопроса в решении задачи допускается зона смешивания. Нами поставлена задача обеспечения движения по всему сечению без зоны смешивания. При такой постановке движение раствора должно обеспечиваться при Є = 0 , т.е. при действии силы F0 должно происходить движение по всему сечению и было найдена зависимость (2.19) критической эксцентричности от размеров кольца при котором гидравлический радиус сечения максимальный, а затраты энергии минимальные. Нами [93], с учетом сказанного и в развитии работ [6,56] была установлена зависимость между критической величиной эксцентриситета и диаметрами кольца
Центрирование обсадной колонны в наклонном и искривленном участках ствол
Как указывалось выше, целью центрирования обсадной колонны является создание в затрубном пространстве скважины условий, при которых восстановление циркуляции бурового и цементных растворов происходит по всему кольцевому пространству. Разработанная методика позволяет определять условия, при которых указанная цель достигается. Рассмотрим это на примере обсадной колонны 245ммТехническая характеристика колонны приведена в табл. 3.3, а геометрические размеры ствола и допустимые прогибы колонны между пружинными центраторами - в табл. 3.5. Коэффициент трения принят равным 0,035. Цементируемый участок ствола скважины разбивается на интервалы, однородные по радиусу искривления и диаметру скважины. Для каждого интервала определяется допустимое значение максимального прогиба обсадной колонны. При рассмотрении интервала набора кривизны определяются: схема расположения колонны в скважине и величины поперечных нагрузок. Расчеты показывают (табл. 3.4), что в рассматриваемом случае в интервале набора кривизны 1032-1330 м колонна располагается по схеме согласно рис.2.1.6. При этом, если колонна опирается муфтами, то поперечная нагрузка от кривизны составляет 32,76 кН., а если жесткими центраторами, то - 40,97 кН., что почти в 7 раз превышает допустимую нагрузку на пружинный центратор (5,96 кН). Поэтому их применение в интервале набора кривизны нецелесообразно. Расчет расстановки центраторов производится по методике согласно разделу 2.4. После определения расстояния между первыми двумя центраторами расчет последующих может производится с шагом 50-100 м. Результаты расчетов представлены в табл. 3.5 и 3.6. Обе таблицы следует рассматривать как одну, т.к. табл. 3.6 является продолжением табл. 3.5. Из расчета следует: 1. Центрирование колонны в интервале искривления ствола 1032 - 1330 м нецелесообразно, т.к. контактные нагрузки почти в 7 раз превышают допустимую нагрузку на пружинный центратор. 2. Для обеспечения условий восстановления циркуляции бурового раствора без застойных зон в затрубном пространстве скважины общей длиной 1083 м количество центраторов должно быть не менее 18 шт. с шагом расстановки согласно табл. 3.5. 3. С увеличением диаметра опоры с 0,2700 до 0,2953 м контактная нагрузка от кривизны возрастает с 33,8 до 41,0 кН т.е. на 7,2 кН.
Нагрузка достаточная, чтобы из-за скреперного эффекта произошла забивка каналов жесткого центратора породой. При использовании пружинных центраторов величина контактных нагрузок определяется диаметром соединительных муфт, т.к. допустимая нагрузка на пружинный центратор составляет всего 5,96 кН. Качество цементирования скважин в значительной мере определяется степенью замещения промывочной жидкости тампонажным раствором, зависящей от реологических параметров растворов, режимов их течения, кавернозности и зенитного угла наклона ствола, центрирования обсадной колонны и ряда других факторов. Важная роль при этом принадлежит буферной жидкости, предназначенной не только для предупреждения смешивания бурового и тампонажного раствора, но и для более полного вытеснения бурового раствора из заколонного пространства [27,46]. Крепление горизонтальных скважин 245мм обсадной колонной на Кущевском ПХГ осуществляется в сложных геолого-технических условиях, обусловленных большими величинами зенитного угла (до 45-50 градусов). Для этих условий, как показывает отечественный и зарубежный опыт, наиболее целесообразно применение моющих буферных жидкостей [26,35]. При их использовании увеличиваются зоны смешения, однако достигается максимальный вытесняющий эффект [24]. На рис. 3.1. представлена схема вытеснения легкой низковязкой буферной жидкостью - бурового раствора из каверн и узких кольцевых зазоров наклонных участков скважин, полученная при моделировании движения различающихся по плотности жидкостей в кольцевых каналах различной формы.
Промышленное применение специальной компоновки низа эксплуатационной колонны в горизонтальных скважинах (башмачное устройство фильтра)
При строительстве первых четырех горизонтальных скважин на Кущев-ском ПХГ спуск эксплуатационных колонн с фильтром, оснащенным стандартным башмачным направлением, сопровождался значительными посадками. В одной из скважин (№106 ) из-за посадки на глубине 1228 м. (зенитный угол 42) колонна была поднята, а при последующей проработке скважины был забурен новый ствол.
При спуске эксплуатационных колонн в последующих 50 горизонтальных скважинах было применено новое башмачное устройство, жесткость которого по сравнению с фильтром было уменьшено в 2 раза, а конструктивные особенности обеспечивали отклонение башмачного направления в сторону оси скважины при любых углах наклонного ствола. Применение устройства значительно улучшило проходимость колонн. Во всех 50 случаях его применение, колонны были спущены до заданных глубин, при этом среднее горизонтальное смещение забоев составило 383 м, что на 130 м больше, чем в первых четырех скважинах. Только в 1998 году с башмачным устройством фильтра было спущено 11 колонн.
Экономический эффект от применения устройства в 1998 году составил 432,8 тыс.руб. (Приложение 6).
Способ позволяет производить приготовление тампонажного раствора из двух сухих компонентов без их предварительного смешивания.
Суть способа заключается в том, цементовозы одновременно подают свой компонент в смесительное приспособление, в которое цементировочным агрегатом под высоким давлением подается жидкость затворения. Приготовленный раствор за счет кинетической энергии струи жидкости затворения транспортируется в осреднительную емкость, где происходит его накопление и кондиционирование по плотности
Применение способа позволяет исключить из цикла приготовления тампонажного раствора предварительное смешивание сухих компонентов при высоком качестве получаемого раствора, а также уменьшить количество цементировочных агрегатов при цементировании скважин.
С применением способа была проведена 41 операция по цементированию эксплуатационных и промежуточных колонн. Экономический эффект от его применения составил 620,4 тыс.руб. Расчет экономического эффекта представлен в Приложении 7. Способ обеспечивает приготовление тампонажного раствора из нескольких компонентов путем их последовательного ввода в жидкость затворения, а также осуществлять кондиционирование тампонажного раствора для увеличения его консистенции до заданных величин, последнее особенно важно при приготовлении сидементационно - устойчивых растворов для цементирования наклонных и горизонтальных участков скважины. Способ обеспечивается специальной линией рециркуляции, по которой приготовленный тампонажный раствор из осреднительной емкости цементировочным агрегатом под высоким давлением снова подается в смесительное приспособление, где в него вводится следующий компонент или он подвергается интенсивному диспергированию, если необходимо увеличение его консистенции. Необходимо отметить, что метод рециркуляции может быть использован и в первом способе приготовлении тампонажного раствора. Метод рециркуляции применен при цементировании 8 эксплуатационных и потайных колонн, а также установке 4 цементных мостов. Экономический эффект от применения способа составил 262,1 тыс.рублей.
