Тампонирование скважин

Тампонирование скважин — это комплекс технологических процессов, связанных с выбором свойств и составов тампонажных смесей, приготовлением, регулированием параметров и доставкой их в интервалы с высокой проницаемостью пластов с целью создания преграды (перемычки) на пути движения пластовых флюидов, газообразных веществ, пластовой и промывочной жидкости или для обеспечения выполнения специальных работ в скважине.

По назначению тампонирование бывает:

  • технологическое, включает в себя цементирование обсадных колонн, ликвидирующее поглощение промывочной жидкости и флюидопроявление пластов, а также создание мостов и искусственных забоев.
  • ликвидационное, которое выполняется после завершения бурения скважины и выполнения геологического задания с целью полного или частичного заполнения скважины тампонажной смесью.

I.1 Назначение и классификации тампонажных смесей

Тампонажные смеси представляют собой дисперсные системы, состоящие из жидкости затворения (дисперсионной среды), вяжущего материала, обеспечивающего твердение или потерю подвижности тампонажной смеси, и добавок, обеспечивающих регулирование сроков схватывания или наполнителей, позволяющих экономить вяжущий материал и изменять свойства затвердевающего тампонажного камня.

Наиболее часто используемые при тампонировании скважин тампонажные смеси подразделяются по следующим классификационным признакам:

Происхождение базового тампонажного материала:

  • на основе минеральных веществ:

а) вяжущие, затворенные на воде: цементные, гипсовые, алебастровые, известковистые, комбинированного состава.

вяжущие, затворенные на углеводородной жидкости: нефтецементные, нефтеэмульсионно-цементные, нефтегипсоцементные.

б) коагулирующие (глиносодержащие): затворенные на воде или на углеводородной жидкости;

  • в) комбинированные: глиноцементные (гельцементные), известковоглинистые, цементно-гипсоглинистые;
  • на основе веществ органического происхождения: синтетические смолы, латексные, глиносульфатные, битумные;
  • комбинированные: полимерцементные, отверждаемые глинистые (ОГР), вязкоупругие тампонажные смеси (ВУТС).

Характер физико-химических процессов, протекающих в составе тампонажных смесей:

  • твердеющие (схватывающиеся);
  • нетвердеющие (упрочняющиеся);
  • теряющие подвижност.

Плотность тампонажной смеси:

  • облегченные (1,3-1.64 г/см3);
  • нормальные (1.65-1,94 г/ см3);
  • утяжеленные (1.95-2.2 г/ см3);
  • тяжелые (2.3 и более г/ см3).
    10 стр., 4624 слов

    Воздействие на организм человека вредных веществ, содержащихся ...

    ... из воздуха или газа и распределённых в них частиц твёрдого вещества, а туманы — системы, образованные воздухом или газом и частицами жидкости. Вредные вещества могут проникать в организм ... воздействию нескольких вредных веществ, в том числе и пыли. При этом их общее воздействие может быть взаимоусиленным, взаимоослабленным или независимым. На воздействие вредных веществ влияют также другие вредные ...

Вид наполнителя:

  • песчаные;
  • перлитовые;
  • волокнистые;

Сроки схватывания:

  • быстросхватывающиеся (БСС) — до 40 мин;
  • ускоренносхватывающиеся — до 80 мин;
  • нормальносхватывающиеся — до 120 мин;
  • медленносхватывающиеся — более 2 час.

Действие добавок:

  • с активными добавками;
  • с инертными добавками

Консистенция:

  • растворы, прокачиваемые насосом.
  • пасты, доставляемые в тампонажных устройствах.

Область применения:

  • для тампонирования и цементирования скважин;
  • для тампонирования тоннелей, горных выработок;
  • для тампонирования грунтов, траншей и стенок каналов при гидротехническом строительстве;
  • для тампонирования с целью создания гидравлических завес для действующих горных предприятий

Вид базового тампонажного материала:

  • портландцементные;глиноземистые и гипсоглинистые;
  • гипсовые;
  • на основе магнезиальных цементов;
  • на основе металлургических шлаков;
  • на основе водорастворимых силикатов;
  • на основе органических вяжущих;
  • на основе органно-минеральных вяжущих;

— Вещества, обеспечивающие затвердевание тампонажных смесей называются базовыми тампонажными материалами. В случае присутствия в составе базового тампонажного материала различных по назначению добавок, они называются модифицированными тампонажными материалами.

I.2 Материалы для приготовления тампонажных смесей

тампонирование скважина поглощение

В качестве вяжущих материалов в практике тампонажных работ наиболее часто применяют цементы, гипс, известь, синтетические смолы.

Портландцемент представляет собой порошкообразный вяжущий материал, в состав которого входят высокоосновные силикаты кальция, оксиды глинозема, железа и другие примеси. Содержание основных оксидов в портландцементе колеблется в следующих пределах: 60-66% оксида кальция, 18-25% кремнезема, 4-8% глинозема, 0,5-5% оксида железа, 0,1-5% оксида магния. Свойства портландцемента могут меняться в зависимости от состава клинкера. Портландцемент имеет плотность 3,1-3,15 г/см3, насыпную массу -900-1100 кг/м3 и удельную поверхность — 250-400 м2/кг.

Глиноземистый цемент — быстротвердеющее вяжущее вещество, в составе которого преобладают низкоосновные алюминаты кальция. Глиноземистый цемент получают обжигом до спекания или плавления сырьевой смеси, состоящей из известняка и бокситов, с последующим размолом. В состав цемента входят: глинозем — 40%, окись кальция — 40%, окись кремния — 10% и оксиды железа — 9%. Цементный камень из глиноземистого цемента характеризуется большой прочностью и водонепроницаемостью по сравнению с портландцементом. Он имеет меньшие сроки схватывания, чем портландцемент, но более дорогой.

Гипс представляет собой полугидрат CaSO4•5H2O и отличается от строительного гипса способом производства и более высокой прочностью. Плотность гипса 2,5-2,75 г/см3. Гипс — быстросхватывающее вещество, используется в основном для приготовления быстросхватывающихся смесей (БСС).

5 стр., 2216 слов

Буровые и тампонажные растворы

... качество приготавливаемых и закачиваемых в скважину буровых и тампонажных растворов, успех проводимых операций зависит в первую очередь от умения и знаний обслуживающего персонала. Знание основ ... Часть 1 БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ, Технологические функции бурового раствора Буровой раствор в ... Тампонажные растворы – это комбинации спецматериалов или составов, используемых для тампонирования. Тампонажные смеси ...

Известь получают из мергелистых известняков путем их обжига при 900°С, с последующим их помолом. Плотность извести колеблется от 1,8 до 2,6 г/см3. Она применяется в специальных тампонажных смесях и замедляет сроки их схватывания.

Глина может использоваться при тампонировании скважин в качестве самостоятельного материала. Кроме того, известь выполняет функции структурообразователя и активной минеральной добавки к цементным и известняковым растворам.

Смолы представляют собой высокомолекулярные органические соединения (полимеры).

Они используются для борьбы с поглощениями. Применяются следующие составы смол:

Карбамидные смолы: мочевиноформальдегидные (МФ-17, МФ-60, М- 270, М-19-62, КС-68 «Б», М-3), меламиномочевиноформальдегидные (ММФ-50), мочевиноформальдегиднофурфуроловые (МФФ-М), карбомидформальдегидные (КФ-Ж).

Они представляют собою жидкости от белого до темно-коричневого цвета, плотностью 1,17-1,5 г/см3. Прочность камня довольно высокая: при сжатии — 250 МПа, при изгибе — до 120 МПа.

В качестве отвердителя этих смол используют соли и кислоты: щавелевую, реже лимонную, соляную, фосфорную, а из солей: хлорное железо, хлорный цинк, хлористый аммоний.

Наиболее широко в качестве отвердителя применяются соляная и щавелевая кислоты и виде водного раствора. Общее содержание воды в рабочем растворе смолы не должно превышать 50.% В целях безопасности соляная кислота применяется в виде 10%-ного раствора, а щавелевую кислоту можно добавлять в порошкообразном виде.

Латекс применяется в разведочном бурении в основном для ликвидации поглощений промывочной жидкости. Это молочно-белая жидкость, плотностью 0.96% — 0,97% г/см, с содержанием воды до 56% и каучука до 37%. На поверхности частиц каучука расположен адсорбционный слой ПАВ (белков, жирных кислот), выполняющий роль стабилизатора эмульсии каучука в воде.

Применение латекса обусловливается его способностью к коагуляции при смешивании с водным раствором солей поливалентных металлов Сa+2, Fe+3, Мg+2, в результате чего образуется эластичная каучуковая масса, способная закупоривать каналы и полости. В качестве основного коагулянта латекса используется 3%-ный раствор CaCl2, концентрацией которого в составе латекса регулируется скорость его коагуляции. Для регулирования свойств тампонажных смесей применяют ускорители схватывания CaCl2, KCI, NaCl, Na2O•nSiO2, гипс, замедлители схватывания: ССБ, КССБ, ПФЛХ, и др; понизители водоотдачи и стабилизаторы: глина, акриловые полимеры, эмульсии латексов и т.п. вещества.

Составы и свойства тампонажных смесей выбираются в зависимости от их назначения, в соответствии с которыми должны предъявляться требования к выбранной тампонажной смеси и получающемуся при твердении тампонажному камню.

Для цементирования обсадных колонн и разобщения проницаемых пластов, основными требованиями являются: подвижность тампонажного раствора, хорошее вытеснение из ствола скважины и из затрубного пространства промывочной жидкости и подъем на необходимую высоту, высокая прочность и низкая проницаемость тампонажного камня, его хорошая адгезия с поверхностью обсадных труб.

При создании мостов, разделительных пробок и искусственных забоев, важнейшими требованиями являются прочность тампонажного камня и высокая скорость твердения.

При выполнении тампонажных работ с целью устранения поглощения промывочной жидкости, тампонажные смеси должны отвечать следующим требованиям: достаточное проникновение в поглощающие каналы и трещины, устойчивость к агрессии подземных вод, достаточно высокая скорость потери подвижности — схватывание; хорошая адгезия с горными породами.

I.3 Причины и методы предупреждения поглощений

Поглощение промывочной жидкости является наиболее распространенным осложнением в процессе бурения скважин.

Поглощением называется гидродинамическое взаимодействие в системе скважина — пласт, сопровождающиеся поступлением бурового или тампонажного растворов из скважины в пласт с интенсивностью, осложняющей дальнейшую проводку скважины. Основные причины поглощения заключаются в превышении давления в скважине над пластовым давлением вследствие излишней плотности бурового или тампонажного раствора и больших потерь напора в кольцевом пространстве при бурении или цементировании колонн в высокопроницаемых коллекторах большой емкости силы в интервалах образования трещин гидравлического разрыва пластов.

Главным признаком поглощения является то, что расход жидкости на выходе из скважины меньше, чем на входе, и уровень жидкости в приемных емкостях насосов уменьшается. Но этот прямой признак часто может затушевываться, если в скважине наряду с поглощением есть и проявления. При разбуривании интервалов поглощения возможны провалы инструмента и увеличение механической скорости, ухудшение выноса шлама, его локальные скопления в стволе скважины с последующим заклиниванием или зависанием инструмента.

Поглощения промывочной жидкости связаны с ее фильтрацией в окружающие породы, в результате чего нарушается режим промывки и затрудняется бурение.

Причины поглощений промывочной жидкости могут быть: геологические, технологические, горнотехнические и организационные.

Геологические причины связаны с наличием пор, трещин и каверн в горных породах, которые формируют каналы фильтрации промывочной жидкости. В зависимости от их размеров меняется интенсивность поглощения. Раскрытие трещин колеблется от 1 мм до 100 мм и более. Раскрытие трещин определяет выбор закупоривающих средств, параметров тампонажных смесей и способа ликвидации поглощения. Каверны встречаются в породах, склонных к растворению в воде (карбонатные, сульфатные породы, отложения солей).

Трещиноватость и закарстованностъ пород снижаются с увеличением глубины скважины и горного давления. Для определения размеров трещин и каверн, а также интенсивности поглощения необходимо проводить специальные исследования в скважине (каверно- и расходометрию).

Эта классификация позволяет использовать гидрогеологические данные того или иного района работ для прогнозирования возможных поглощений промывочных жидкостей при бурении скважин, что может быть основой для выбора метода предупреждения и ликвидации поглощения.

Интенсивность поглощения промывочной жидкости зависит от следующих технологических факторов:

  • выбора конструкции скважины
  • способа промывки
  • параметров промывочной жидкости (плотности, вязкости)
  • скорости потока по стволу скважины
  • частоты вращения бурового снаряда
  • изменения перепада давления на поглощающий пласт

Столь же опасен резкий запуск буровых насосов, так как при этом кратковременное действие давления может кратно превышать, потери напора в кольцевом канале и привести даже к гидроразрыву пласта. Необходимо предупреждать сальникообразование, ограничивать скорость спуска колонны, плавно запускать буровые насосы, перед запуском разрушать структуру раствора путем расхаживания и проворачивания инструмента при низкой скорости.

Исследования проницаемости пластов проводятся для установления следующих параметров и характеристик:

  • границы (мощности) зоны поглощения;
  • пластового давления;
  • интенсивности давления;
  • интенсивности поглощения;
  • взаимодействия пластов, направления внутри скважинных перетоков;
  • типа коллектора, размеров и форм каналов;
  • местоположения и размеров сужений и каверн в скважине;
  • возможности других осложнений (обвалов, проявлений)
  • прочности и давления гидроразрыва пород;
  • подготовленности ствола скважины к переходу на промывку другим раствором и к цементированию колонны.

По результатам исследований разрабатываются мероприятия по ликвидации поглощений (выбор метода, техники и технологии).

Все методы исследований подразделяются на:

  • метод наблюдений ( за характером изменений механической скорости, поведения бурильной колонны и т.д. ),
  • геофизические методы (кавернометрия, радиоактивный, акустический каротаж, термометрия и др ).

  • гидродинамический метод, основанный на измерении расхода раствора, перепада давления в системе скважина — пласт при доливе, нагнетании раствора в скважину (пласт) или отборе его из пласта.

Для оценки подготовленности скважины к переходу на глинистый раствор или к цементированию колонны производится опрессовка ствола или отдельных интервалов нагнетанием жидкости (воды, глинистого или тампонажного раствора) до контрольного давления.

II. Оценка основных параметров зоны поглощения

II.1 Расчет коэффициента приемистости по графоаналитическому методу

Q = k1

  • (ДP)0,5 + k2
  • (ДP) + k3
  • (ДP)2

Q = k1

  • (ДP)0,5 + k2
  • (ДP)

Qc = kc

  • (ДP)n = k1
  • (ДP)0,5 + k2
  • (ДP)

1) Строим индикаторную диаграмму (по журналу наблюдений):

Режим

1

2

3

4

5

6

7

8

Перепад давления ДP, МПа

0,8

0,7

0,6

0,5

0,4

0,3

0,2

0,1

Интенсивность поглощения Q, л/с

7,4

6,4

5,6

5,0

4,4

3,5

2,5

1,4

2) Строим график в двойном логарифмическом масштабе:

ДР

0,1

1

0

0,2

2

0,3

0,3

3

0,48

0,4

4

0,6

0,5

5

0,7

0,6

6

0,78

0,7

7

0,85

0,8

8

0,9

Q

lgQ

0,14

-0,854

0,24

-0,620

0,34

-0,469

0,44

-0,357

0,54

-0,268

0,64

-0,194

0,74

-0,131

0,84

-0,076

3) Определяем kс в формуле Смрекера и nс для двух точек, взятых из журнала наблюдений:

  • lgkc = -0,854 => kc = 0,14

nc = tgб =

Для режима 2: nc2 = tgб = = = 0,84

Для режима 4: nc4 = tgб = = = 0,83

4) Проверяем по формуле Смрекера правильность найденного значения:

Qc = kc

  • ; Qc = 0,14
  • 30,84 = 0,352 ? 0,35 (для режима 3)

5) Определяем среду, к которой приурочен интервал поглощения:

nc ? 0,5 — трещино-кавернозная

nc = 1 — высокопористая

nc = 2 — мелкопористая

6) Расчет значений коэффициентов А1 и А2:

  • А2 = ; A1 =
  • A2

A2 = = 0,64

A1 = 20,84-0,5 — 20,5

  • 0,64 = 0,36

7) Расчет коэффициентов приемистости в правой части обобщенного уравнения:

k1 = kc

  • A1; k2 = kc
  • A2

k1 = 0,14

  • 0,64 = 0,09

k2 = 0,14

  • 0,36 = 0,05

8) Проверка правильности закона фильтрации, записанной в правой части уравнения:

Qc = kc

  • ( = k1
  • ( + k2 •

? ?

д = ;

  • д = = 0,0057 = 0,57% < 10%

9) Определение по правой части уравнения к какой среде приурочен интервал поглощении:

Q = k1

  • ( + k2 •

Q = 0,09

  • 80,5 + 0,05
  • 8 = 0,25 + 0,4

II.2 Определение удельной приемистости поглощающего горизонта для участков, имеющих наибольшее влияние на формирование дебита

Dср=0,3492 м — средний диаметр скважины;

  • = 20 м — мощность зоны поглощения;
  • Параметр q1 используется для выбора наполнителя.

По проведённому анализу горной породы, делаю вывод, что интервал тампонирования представлен пористыми и мелкотрещиноватыми горными породами с раскрытием пор до 0,1 мм. Исходя из этого, будем использовать чешуйчато-пластинчатый тип наполнителя, вид целлофан либо слюда, пористых и мелко-трещиноватых пород с раскрытом и размером частиц до 1 мм, у которой допустимое содержание наполнителя в тампонажной смеси до 5 % от объёма смеси.

II.3 Определение мощности интервала подлежащего тампонированию

Интервал тампонирования находится в глубине от 138 м до158 м.

где:

  • h0 — мощность интервала осложнений, h0 = 20 м;
  • Мз — превышение интервала тампонирования с кровли и подошвы горизонта, Мз = 20 м;

II.4 Определение категории поглощения

Методика Гайворонского А.А. (ВНИИБТ)

Критерием выделения зон поглощения служит коэффициент поглощающей способности:

где:

Q — количество поглощающей жидкости, м3 /ч

Hст, Hд — статический и динамический уровни в скважине, м.

Для каждого последующего режима величина ДН (превышение уровня) необходимо увеличивать на 20 м по сравнению с предыдущим.

В зависимости от величины KT выделяю первую категорию поглощения.

II.5 Определение коэффициента фильтрации

Методика Титкова Н.И., Ивачева Л.М., Кипко Э.А. и др.

для ламинированного режима формула Дюпюи:

Кф = , м/сутки

Кф = = 1,96 м/сутки

где:

  • Q — интенсивность поглощения, м3/ч;
  • Rв — радиус влияния, принимается Rв = 175 м;
  • r — радиус скважины, м;
  • М — мощность зоны поглощения, м;
  • hст, hд — статический и динамический уровни, м.

III. Расчёт параметров очистного агента в интервале поглощения

Для разбуревания поглощающего горизонт будем применять техническую воду с целью устранения затрать более дорогих промывочных жидкостей, путём повышения свойств промывочной жидкости (вязкость и статическое напряжение сдвига) и регулирования их плотности за счет аэрирования, которое обеспечивается с применением газожидкостной смеси, которая должна будет подготавливаться на поверхности из промывочной жидкости, используемой для бурения поглощающего горизонта, путём добавления в нее 1,5% пенообразователя и дальнейшего насыщения сжатым воздухом с помощью компрессора.

Давление поглощения:

где:

  • Н — глубина залегания кровли, м;
  • с — плотность раствора при бурении.

условие равновесия (давление ГЖС на той же глубине)

Плотности ГЖС:

  • степень аэрации ГЖС для устранения поглощения:
  • Р0 — атмосферное давление; Р0=105Па
  • средняя плотность ГЖС:
  • объемное газосодержание ГЖС:
  • плотность ГЖС на глубине при давлении Р = Рсм :
  • плотность ГЖС на поверхности:

кг/м3

IV. Оценка основных параметров тампонирования

IV.1 Определение объёма тампонажной смеси для проведения тампонирования

В данном случае для борьбы с поглощением на участке тампонирования будем применять вязкую быстросхватывающеюсю тампонажную смесь на основе глиноземистого цемента +15% гипса.

Состав: Портленд цемент, 4% СaCl2, 4% бентонита.

Параметры смеси:

  • Т=16- растекаемость;
  • см;

Сроки схватывания:

Начало — 0,3Ч

Конец — 0,6Ч

ф0=20- динамическое напряжение сдвига; Па;

  • з=0,03- пластическая вязкость; Па·с.

м=0,09 Па·с — пластическая вязкость жидкости;

  • Rс =174,6 — радиус скважины; мм.

Rк =0,5 ч 2,5- радиус растекания; м, приму максимальное значение с целью обеспечения качественного тампонирования.

Q= 0,021 м3/с- интенсивное поглощение.

Rв =50ч175- радиус влияния (воронки), м.

Определение трешинной пустотности:

IV.2 Определение необходимого количества материалов для приготовления тампонажной смеси

Гелцементами называются цементные пласты, приготовленные на глинистом растворе. Их параметры зависят от соотношения цемента и глинистого раствора. Для её получения глиноземистый цемент затворяют на заранее приготовленном растворе из бентонитовой глины. Сроки схватывания цементных растворов регулируются добавками реагентов ускорителей. В качестве реагентов ускорителей применяется жидкое стекло.

Рассчитываем параметры гельцементной тампонажной смеси для получения ГЦТС объёмом 3,57 м3

сц=3,13 Т/м,3 сг=2,58 Т/м,3 св=1,02 Т/м,3 сж.ст=1,12 Т/м.3

1. Глинистый раствор на 1м3 смеси:

mв=0,85 Т

mг=0,25 Т

Водоглинистое отношение раствора:

Плотность глинистого раствора:

2. Количество материалов для приготовления 1 м3 ГЦТС

mц=0,05 Т

mж.ст=0,012 Т

масса глинистого раствора для приготовления 1 м3 ГЦТС:

масса глины для приготовления 1 м3 ГЦТС:

масса воды для приготовления 1 м3 ГЦТС:

Водотвердое отношение для ГЦТС:

Сумма массовых долей сухих в составе ГЦТС:

Сумма массовых долей жидких в составе ГЦТС:

Распределяем ас среди сухих (глины и цемента):

Распределяем аж среди жидких компонентов:

  • Для жидкого стекла:
  • Для воды:

3. Определение массы сухих в составе ГЦТС для приготовления 1м3 тампонажной смеси:

4. Определение плотности тампонажной смеси глиноземистого раствора:

Тогда, количество материалов для 3,57 м3 ГЦТС будет:

Сухих:

Жидких:

Результаты расчетов параметров ГЦТС

N

Параметры

Значение параметров

1

Ав

3,4

2

сгр

1,18 Т/м3

3

mгр

1,15 Т

4

mг,

0,26 Т

5

mв,

0,89 Т

6

АТ

2,91

7

ас

0,26

8

аж

0,74

9

асц

0,04

10

асг

0,22

11

аж.ст

0,0098

12

ажв

0,64

13

mc

1,12 Т

14

стс

1,44 Т/м3

15

mсг

1,13 Т

16

mсц

0,21 Т

17

mжв

3,29 Т

18

mж.ст

0,5 Т

V. Проверка необходимости применения пакера при тампонировании

V.1 Давление создаваемое в скважине

Величина потребного избыточного давления в скважине, необходимого для получения заданной величины контура растекания.

где:

  • и = 66 Па — динамическое напряжение сдвига;
  • д = 0,013 м — раскрытие тещин;
  • Rк = 2,5 — радиус растекания;

Рпл ? св

  • g
  • Н = 1000
  • 9,81
  • 158 = 1,55 МПа — пластовое давление.

тогда:

V.2 Определение давления гидростатического составного столба жидкости

где:

  • удельный вес тампонажной смеси и продавочной жидкости;

гпр = гводы =10000 H/м3

Так как Рг.ст.сост.см > Рс делаем вывод, что применение пакера нам не нужно.

VI. Выбор оборудования для приготовления и доставки тампонажной смеси в интервал тампонирования

VI.1 Техническая характеристика оборудования

Цементно-смесительная машина служит для приготовления тампонажных растворов на месте проведения цементировочных работ и транспортирования сухого цемента навалом (без тары).

Цементно-смесительную машину обычно монтируют на шасси автомобиля или на прицепе. Рассмотрим ее устройство и характеристику на примере наиболее распространенной цементно-смесительной машины УС 6-30НУ. Она смонтирована на шасси автомашины Урал-4320. На шасси автомашины установлен металлический бункер объемом 14,5 м3. Для перевозки в него загружается не более 9 т сухого цемента. После прибытия на место бункер может быть догружен до полного объема (20 т) с помощью специального шнекового подающего устройства. Смесительные установки УС 6-30НУ предназначены для транспортирования сухих порошкообразных материалов (цемента, тампонажных смесей, песка и других сыпучих материалов), приготовления тампонажных растворов и других песчано-жидкостных смесей при цементировании нефтяных и газовых скважин. Установки работают совместно с цементировочным агрегатом. От водоподающего блока агрегата подводится вода в необходимом объеме к смешивающему устройству установки. Одновременно обеспечивается регулируемая подача тампонажной смеси. Готовый раствор подается на агрегат цементировочный. Смесительная установка УС 6-30НУ оснащена щелевидными насадками с разными проходными сечениями для подбора необходимой плотности приготавливаемого тампонажного раствора. Загрузка цемента осуществляется винтовым конвейером и пневматическим способом через загрузочную трубу. Для предупреждения сводообразования тампонажного материала в бункере установлен пневмовибратор. Установка снабжена счетчиком моточасов и устройством контроля скорости вращения шнеков.

Цементировочный агрегат предназначен для подачи тампонажного раствора в скважину, нагнетания (продавки) его в затрубное пространство за цементируемой обсадной колонной, для измерения объема жидкости, расходуемой на приготовление тампонажного раствора, и подачи жидкости затворения в цементно-смесительную машину при приготовлении тампонажного раствора. В отечественной практике обычно применяют мобильные цементировочные агрегаты, смонтированыне на шасси автомобиля. Рассмотрим цементировочный агрегат ЦА-320М, смонтированный на шасси автомашины КрАЗ-65055-054. Цементировочный агрегат включает следующие узлы: коробку отбора мощности, водоподающий насос , вспомогательный двигатель ГАЗ-51А, двухпоршневой насос 9Т высокого давления с приводом от транспортного двигателя автомашины, мерный бак, разделенный внутренней перегородкой на две полости объемом 3,2 м3 каждая, и манифольд, позволяющий составлять различные схемы подсоединения агрегата. В агрегате ЦА-320М установлен центробежный водоподающий насос. Объем жидкости затворения измеряют, попеременно забирая ее из каждой половины мерного бака известного объема. Объем находящейся в каждой половине мерного бака жидкости определяют по ее уровню. Основные параметры характеристики цементировочного агрегата — предельное давление нагнетания тампонажного раствора, а также подача и давление нагнетания — на каждом режиме работы устанавливаются в зависимости от частоты вращения выходного вала коробки скоростей транспортного двигателя и диаметра втулок насоса. Максимальное давление указывается в марке агрегата (у агрегата ЦА-320М оно составляет примерно 32 МПа).

Самоходный блок обвязки 1БМ-700 предназначен для соединения напорных трубопроводов агрегатов с устьем скважины, а также для раздачи продавочной жидкости агрегатам при цементировании. Напорный коллектор включает в себя клапанную коробку с шестью отводами для подсоединения напорных трубопроводов агрегатов и трубопровод с условным внутренним диаметром 100 мм, на котором монтируются датчики СКП. Трубопровод заканчивается тройником, к одному из отводов которого подсоединен предохранительный клапан, а к двум другим — линии, отводимые к арматуре, установленной на устье скважины. Раздающий коллектор представляет собой трубу с условным внутренним диаметром 100 м, к которому приварены 10 ниппелей. На каждом ниппеле размещен пробковый кран с ввинченным в него уплотнительным конусом для подсоединения разборного трубопровода. Подсоединение так называемых «вилок», входящих в комплект блока манифольда, к напорному или раздающему коллектору позволяет увеличить число линий соответственно от 6 до 10 или от 10 до 14. Для погрузки и выгрузки различных приспособлений и арматуры, которая обычно перевозится на площадке рамы блока манифольда, предусмотрена поворотная стрела грузоподъемностью 400 кг. При обслуживании блока манифольда необходимо весьма тщательно соблюдать все правила техники безопасности, поскольку кроме высокого давления жидкости при цементировании, представляющего опасность, на блоке имеется радиоактивный источник.

Схема обвязки агрегатов при цементировании приведена ниже: