Развитие колтюбинговых технологий в практике нефте- и газодобычи

 
Развитие колтюбинговых технологий в практике нефте- и газодобычи

ВВЕДЕНИЕ

Развитие колтюбинговых технологий находит все большее применение в промышленности. Уже более 35 лет в практике нефте- и газодобычи эти технологии применяются для выполнения различных операций в процессе разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, в том числе для бурения.

При разработке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений  колтюбинговые технологии позволяют производить ремонт нефтяных и газовых скважин под давлением без нарушения (остановки) их режима эксплуатации (проводить ремонтные и технологические операции без глушения скважин и подъема колонны насосно-компрессорных труб). Помимо этого, применяются колтюбинговые технологические операции в нагнетательных скважинах, при бурильных работах (от бурения гибкими трубами дополнительных горизонтальных стволов из колонны старой скважины до полного технологического цикла построения скважин), при освоении скважин, геофизических в сильно искривленных и горизонтальных участках ствола скважины и других работах.

При этом, время на проведение работ колтюбинговыми установками по сравнению с традиционным подходом КРС при помощи А-50М в 2-3 раза меньше, вследствие чего уменьшаются общие затраты на ремонт, сокращаются простои скважин, даётся возможность проводить многие технологические операции, недоступные традиционными методами и, в конечном итоге, увеличивают добычу нефти и газа.

Средняя продолжительность  ремонта скважины

Нагнетательные скважины -39 часов

Нефтяные скважины -27,9 часа

Газовая скважина - 38,2 часа

Средняя продолжительность  ремонта КРС традиционным методом (КР-12)-141,2часа

Кроме того, применение Колтюбинговых установок значительно снижается риск загрязнения окружающей среды в связи с использованием длинномерных безмуфтовых труб.

1.Устройство Колтюбинговой установки

1.1 Общая схема колтюбинговых установок

Рассмотрим общее устройство колтюбинговой установки на примере установки подземного и капитального ремонта скважин «УРАН - 20.2» (Рисунок 1.1) российского производства, компании ООО "Нафта Эко инновационная компания".

Рисунок 1.1 - «УРАН -20.2»

- шасси БАЗ - 69096, 2 - блок  гидросистемы, 3 - кабина оператора, 4 - барабан с БДТ, 5 - инжектор, 6 - ПВО, 7 - дуга направляющая, 8 - гидроманипулятор (установщик оборудования).

.2Колтюбинговая установка  «М-20» производства ФИДМАШ

Особое внимание обратим  на установку «М-20» на которой проходила производственная практика в районе Уренгойского газового промысла.

Колтюбинговая установка «М-20» собрана Совместным закрытым акционерным обществом "Фидмаш (Белоруссия) на базе полноприводного тягача M3KT-652712(8x8), мощность двигателя которого составляет 300 кВт или 400 л.с. «М - 20» относится к среднему классу Колтюбинговых агрегатов с максимальным тяговым усиление инжектора (механизма подачи трубы) - 27,2 тонн. Установка укомплектована гибкой трубой диаметром 38,1 мм длинной 4000 м (возможно применения БДТ диаметрами 19,05..50,8 мм). Максимальная масса данной установки не более 46 тонн.

Вид оборудования ремонтно-технологического агрегата «М - 20» приведен на рисунке 1.2, а перечень основных составных  частей, их наименование, количество и  назначение приведены в таблице 1.

Рисунок 1.2 Ремонтно-технологический  агрегат «М - 20»

Таблица 1.

Наименование основных составных  частейНазначениеПоз. по рисунку 1.2Базовое шасси автомобиль M3KT-652712Предназначено для монтажа оборудования и транспортировки его на место проведения работ1Кабина оператораПредназначена для размещения рабочего места оператора, пульта управления оборудованием и приборов контроля, для обеспечения необходимых условий работ при температурах от минус 45°С до плюс 40°С.2Механизм подъема кабиныПредназначен для подъема кабины оператора в рабочее положение12Узел намотки БДТ (барабан)Предназначен для обеспечения смотки-намотки БДТ при СПО и замене бунта, подвода в БДТ рабочей среды, закачиваемой в скважину4БДТПредназначена для закачки технологических растворов в скважину и закрепления инструмента при проведении ремонтных работ.13Манифольд наружный и внутренний, вертлюг.Для подвода технологической жидкости в скважину при проведении технологических операцийИнжекторПредназначен для спуска и подъема БДТ с инструментом в скважину.8Барабан намотки рукавовПредназначен для сматывания и разматывания рукавов высокого давления, подвода гидравлической жидкости на привод инжектора, при проведении подготовительных и заключительных работ6Смазывающий обтираторПредназначен для равномерной смазки БДТ в момент её подачи в скважину и извлечения из скважины15УкладчикПредназначен для автоматической укладки БДТ на барабане16Гидравлический насосПредназначен для создания давления в гедросистеме5ГидробакПредназначен для хранения рабочей жидкости гидросистемы17НадрамникПредназначен для размещения на нем всего оборудования3Установщик оборудованияПредназначен для установки на устье преветора, инжектора с герметизатором7Выносные опорыПредназначен для вывешивания задней части машины и удержание ее в этом положении при работе11Противовыбросное оборудованиеПредназначено для герметизации устья скважины при СПО и в аварийных ситуациях в процессе ремонта скважины без ее глушения10

2.Комплекс мероприятий,  выполняемых Колтюбинговыми установками

Первые попытки создания колтюбинговой техники, в основе которой лежит использование гибкой трубы, были предприняты в начале 60-х годов прошлого столетия. Первоначально работы велись в направлении создания установок капитального ремонта в действующих скважинах небольшой глубины без их глушения.

Сегодня из 50 - 60 известных  операций, проводимых с использованием длинномерной гибкой трубы, в России наиболее широко распространены следующие:

ликвидация отложений  парафина, гидратных и песчаных пробок в НКТ;

обработка призабойной зоны, подача технологических растворов, специальных жидкостей (в том числе щелочных и кислотных растворов) и газов;

спуск оборудования для проведения геофизических исследований, особенно в наклонных и горизонтальных скважинах;

установка цементных мостов;

выполнение работ по изоляции пластов и др.

Использование колтюбинговых установок совместно с азотно-бустерным комплексом позволяет проводить освоение скважин пенными системами, снизить уровень жидкости до необходимой глубины, продувать скважины газообразным азотом.

Наиболее значительный эффект гибкие трубы дают при бурении. Именно это направление интенсивно развивается  в настоящее время. Гибкие трубы  позволяют проводить бурение  на депрессии без глушения скважин  и увеличить их дебит в 3-5 раз. Особенно перспективным является применение горизонтального бурения гибкими  трубами дополнительных горизонтальных стволов из колонны старой скважины при доразработке истощенных месторождений на поздней стадии, вовлечении в разработку трудноизвлекаемых запасов, восстановление бездействующих и малодебитных скважин. Бурение гибкими трубами позволяет уже сегодня вовлечь в разработку значительную часть, а в перспективе - практически все забалансовые запасы углеводородов и добывать дополнительно в России до 50 млн. тонн нефти и до 30 млрд. куб. м. газа ежегодно.

Для того, чтобы бурить скважину и особенно вскрывать продуктивные пласты наклонными и горизонтальными стволами на депрессии без их глушения (это наиболее эффективные и перспективные в настоящее время технологии в мировой буровой практике, на которые нацелены сегодня широко известные зарубежные фирмы), недостаточно создания мобильной колтюбинговой установки. Должна быть продумана вся архитектура комплекса, включая специальное наземное и противовыбросовое оборудование, внутрискважинный инструмент и контрольно-измерительные приборы, определена возможность его создания в кратчайшие сроки, выявлена необходимость и целесообразность разработки, изготовления и приобретения комплектующего оборудования, инструмента, КИП и оценена итоговая стоимость всего комплекса.

Далее более подробно рассмотрим ряд ремонтных работ проводимых с использованием колтюбинга.

.1 Очистка забоя скважины  от песка

Применение

Для обеспечения нормальной эксплуатации скважин песок, накапливающийся  на забое скважины, необходимо удалять. В противном случае увеличение его  объема выше уровня перфорационных отверстий  приводит к снижению дебита скважин, а иногда и прекращению их эксплуатации.

Причины возникновения  песчаных пробок

Процесс образования песчаных пробок происходит практически во всех нефтяных и газовых скважинах. Его  интенсивность обусловлена свойствами продуктивного пласта и технологией  эксплуатации.

Появление песка на забое  скважины может быть обусловлено  несколькими факторами:

·оседанием частиц пласта, выносимых через перфорационные отверстия в эксплуатационной колонне  во внутреннюю полость скважины;

·оседанием частиц после  проведения операций с использованием гидропескоструйных перфораторов;

·оседанием частиц после  проведения операций по гидроразрыву пласта;

·наличием песка, намытого в  полость скважины при создании искусственного забоя и т.д.

Оборудование  и материалы

·Колтюбинговая установка (гибкая труба должна иметь на конце обратный клапан и промывочную насадку);

·насосный агрегат;

·емкости для технологической  жидкости;

·технологическая жидкость, в качестве которой используют ньютоновские жидкости, неньютоновские жидкости, двухфазные смеси, инертные газы.

К ньютоновским жидкостям относятся (вода, соляные растворы на воде, углеводородные жидкости (дизельное топливо, очищенная нефть и т.п.), к неньютоновским - буровые растворы и гели. Двухфазные смеси представляют собой аэрированную жидкость или пену. В качестве инертных газов используют азот, выхлопные газы ДВС.

Описание  технологии

Спуск трубы выполняют, поддерживая  непрерывную циркуляцию технологической  жидкости с глубины 100-150 м. Скорость спуска выбирается исходя из информации о расположении песчаной пробки и достигает 0,5 м/с. Не доходя порядка 100 м до предполагаемой пробки, скорость уменьшают до 0,1-0,2 м/с и тщательно контролируют давление, развиваемое насосной установкой. После входа промывочной насадки в пробку скорость перемещения трубы уменьшают до 0,0-0,03 м/с, а подачу промывочного насоса доводят до максимума.

Основные положения, описывающие  процесс промывки, соответствуют  традиционной технологии удаления песчаных пробок, но особенности колтюбинговой технологии позволяют выполнять его в большем диапазоне давлений в полости скважины. Основной задачей выполнения процесса является обеспечение выноса песка по кольцевому пространству. Часто фактическое сечение кольцевого пространства не позволяет обеспечить необходимую скорость восходящего потока технологической жидкости. В этом случае необходимо использовать двухфазные жидкости.

В процессе спуска трубы  необходимо поддерживать непрерывную  циркуляцию технологической жидкости. Для исключения поглощения жидкости продуктивным пластом и кальматации его пор необходимо тщательно подбирать плотность жидкости, исключающую превышение гидростатического давления по сравнению с пластовым. В случае возникновения поглощения технологической жидкости гибкая труба должна быть поднята выше верхнего уровня пробки при обеспечении циркуляции с максимально возможным расходом технологической жидкости. максимально возможным расходом технологической жидкости.

При разрушении плотных пробок следует использовать гидромониторные  насадки, обеспечивающие разрушение пробки в сочетании с подогревом технологической  жидкости. Скорость перемещения гибкой трубы в этом случае уменьшают  до минимума. Все это позволяет  исключить соприкосновение насадки  с поверхностью пробки. Об этом свидетельствуют  показания индикатора веса трубы  и манометра, регистрирующего давление, развиваемое насосом - показания  первого прибора уменьшатся, а  второго увеличатся.

Промывку проводят до момента  выхода на заданную глубину. Для обеспечения  удаления всех твердых частиц объем  циркуляции должен составлять не менее  одного объема скважины. Скорость восходящего  потока при работе с гибкой трубой, как и при любой промывке, должна превосходить скорость оседания в ней  твердых частиц. Это условие справедливо для вертикальных скважин и наклонных участков в последних с отклонением от вертикали до 45°. Для более пологих и, тем более, горизонтальных участков скважины необходимо обеспечивать достаточную турбулентность потока восходящей жидкости.

Для уменьшения гидростатического  давления на пласт при удалении песчаных пробок существуют способы, основанные на применении струйного насоса, спускаемого  на двух коаксиально расположенных  гибких трубах. При этом проблемы с  выносом песка не возникает, т.к. скорости и нисходящего, и восходящего  потоков промывочной жидкости достаточно велики, а гидростатическое давление жидкости, находящейся в скважине и воздействующей на пласт, может  быть сведено к минимуму. Использование  данного способа промывки может  быть реализовано только при достаточном  внутреннем диаметре наружной трубы, в  которой размещена коаксиальная внутренняя гибкая труба с достаточным кольцевым зазором для обеспечения необходимой циркуляции.

Рисунок 2.1 Схема внутрискваженного оборудования при промывке забоя скважины

1 - БДТ, 2 - НКТ, 3 - пакер, 4 - жидкость с частицами песка поднимающаяся на поверхность, 5 - полимерный гель закачиваемый в скважину, 6 - песок

2.2Удаление парафиновых  пробок

Применение

Для обеспечения нормальной эксплуатации скважин парафиновые  отложения на их внутренних стенках  необходимо удалять, т.к. следствием их скоплений является образование  парафиновых и парафинопесчаных пробок. Протяженность этих пробок может составлять сотни метров, в результате чего гидравлическое сопротивление колонны лифтовых труб увеличивается и дебит скважин снижается, а иногда и прекращается эксплуатация скважин.

Причины возникновения  парафиновых пробок

В процессе эксплуатации скважин  фонтанным и газлифтным способами, а также при применении установок  ЭЦН в определенном интервале  глубин происходит отложение парафина, провоцирующее осаждение песка (если он есть), с последующим образованием песчано-парафиновых пробок. Основной причиной этого является охлаждение пластовой жидкости по мере ее движения по колонне лифтовых труб и кристаллизация парафина, бывшего до этого в жидком состоянии. Кристаллы парафина налипают на внутреннюю поверхность колонны лифтовых труб, уменьшая поперечное сечение канала и образуя пробку, что, в конечном счете, приводит к увеличению гидравлического сопротивления. В результате расход жидкости снижается или прекращается полностью.

На интенсивность отложения  парафина, прежде всего, влияют следующие  факторы:

·химический состав нефти;

·температура жидкости в  пластовых условиях;

·дебит скважины.

Оборудование  и материалы

·Колтюбинговая установка (гибкая труба должна иметь на конце обратный клапан и промывочную насадку);

·насосный агрегат;

·емкости для технологической  жидкости;

·установка для нагрева  технологической жидкости;

·технологическая жидкость (нефть, вода или химреагенты).

Выбор технологической жидкости обусловлен временем года и наличием маловязкой очищенной нефти. Принципиальной разницы в технологии в зависимости  от типа технологической жидкости нет.

Описание  технологии

Технология промывки скважин  горячей технологической жидкостью  при использовании колтюбинговой установки аналогична традициионной технологии. Основные преимущества обусловлены герметичностью полости скважины и возможностью непрерывного ведения процесса без остановки для наращивания промывочной колонны.

Для нагрева технологической  жидкости могут использоваться применяемые  на промыслах установки для промывки скважин горячей нефтью, либо импортные  агрегаты для ее нагрева. Эти установки  включают в себя печь, плунжерный насос, емкость для технологической  жидкости, привод и систему управления. В ряде случаев могут использоваться мобильные парогенераторные установки, выход которых соединяют со змеевиком, расположенном в приемной емкости  насосной установки. Нагревательная установка  направляет жидкость температурой 90-120°С в гибкую трубу.

Существует две схемы  включения оборудования - с замкнутой  и не замкнутой циркуляцией. В  первом случае технологическая жидкость, поднимающаяся из скважины, направляется в приемную емкость нагревательной установки, во втором случае - в трубопровод  системы сбора продукции скважины. Первая схема более экономична, она  требует меньшего количества технологической  жидкости и используется для удаления пробок большой протяженности. Вторая схема проще - она не требует использования  газовых сепараторов, факельной  линии, однако предопределяет больший  объем технологической жидкости.

Рисунок 2.2 Схема внутрискважинного  оборудования при удалении парафиновых  пробок 1 - жидкость с размытыми парафинами поднимающимися на поверхность, 2 - закачиваемая жидкость, 3 - песок.

Процесс удаления парафиновой  пробки в определенном смысле аналогичен промывке песчаной пробки - до верхней  кромки спуск колонны ведут с  повышенной скоростью, затем резко снижают. В процессе удаления парафиновой пробки контролируется температура технологической жидкости, закачиваемой в скважину и поднимающейся из скважины.

.3 Удаление гидратных пробок и растепление скважин

Применение

В процессе подъема пластовой  жидкости по колонне лифтовых труб гидростатическое давление уменьшается  по мере ее перемещения вверх. Если величина этого давления становится ниже давления насыщения, из пластовой  жидкости выделяется попутный газ. Часть  его растворяется в пластовой  воде, неизбежном компоненте пластовой  жидкости. При температуре и давлении, соответствующих равновесному состоянию  смеси, образуются кристаллогидраты углеводородов и появляется кристаллическое вещество.

Метан, этан, пропан и бутан  образуют кристаллогидраты при отрицательной  температуре, а при повышенном давлении и положительной температуре  их возникновению способствует наличие  легких углеводородов и обводненность скважины. Кристаллогидраты осаждаются на стенках колонны лифтовых труб и в затрубном пространстве. Прекращение эксплуатации скважины способствует интенсивному образованию кристаллогидратов. Этому процессу способствует и понижение температуры пластовой жидкости в полости скважины. Наиболее интенсивно гидраты осаждаются на стенках труб в интервале 100-900 м при фонтанном и механизированном способах эксплуатации скважин (ЭЦН и ШГН).

Оборудование  и материалы

·Колтюбинговая установка (гибкая труба должна иметь на конце обратный клапан и промывочную насадку);

·насосный агрегат;

·емкости для технологической  жидкости;

·установка для нагрева  технологической жидкости;

·технологическая жидкость.

Описание  технологии

Для удаления гидратных пробок существует ряд методов, наиболее эффективным из которых является промывка скважины горячим соляным раствором (при t 70-80 °C).

При использовании колтюбинговых установок гидраты удаляют путем подачи промывочной жидкости во внутреннюю полость НКТ, если эксплуатацию скважины проводят фонтанным способом, или с помощью ЭЦН. Если скважина оборудована ШСНУ, то технология удаления гидратной пробки усложняется. В этом случае гибкую трубу спускают в кольцевое пространство между колонной НКТ и эксплуатационной колонной.

Наибольшие затраты времени  и энергетических ресурсов требуются  при проведении работ по растеплению скважины, т.к. имеет место образование массива гидратов и льда, как в колонне лифтовых труб, так и в кольцевом пространстве эксплуатационной колонны. В процессе удаления следует контролировать температуру промывочной жидкости на входе и выходе гибкой трубы, а также у устья скважины. Слишком низкая температура восходящего потока свидетельствует о наличии гидратов в кольцевом пространстве, что чревато повторным образованием пробки в колонне лифтовых труб, потерей циркуляции и последующим прихватом гибкой трубы.

При эксплуатации скважины ШСНУ спуск гибкой трубы становится невозможным, поскольку там располагается  колонна насосных штанг. В этом случае ее спускают в кольцевое пространство между колонной лифтовых труб и эксплуатационной колонной. Для этого используют эксцентричную  планшайбу, аналогичную планшайбам для спуска приборов в кольцевое  пространство, которой должна быть оборудована такая скважина (например, при проведении подземного ремонта  для смены внутрискважинного  оборудования). На отверстие, предназначенное  для ввода гибкой трубы, устанавливают  уплотнитель облегченной конструкции.

Гибкая труба спускается в скважину на пониженной скорости, поскольку размер кольцевого пространства мал и существует опасность ее застревания. Горячая технологическая жидкость подается по гибкой трубе и, поднимаясь по кольцевому пространству, нагревает образовавшийся гидрат. При разложении гидрата имеет место бурное выделение газа. В этот период гибкую трубу целесообразно остановить и контролировать герметичность уплотнителя. После растепления основной массы гидратов при восстановлении циркуляции в работу может быть пущен станок-качалка. Технологическая жидкость будет поступать на прием ШСН, поднимаясь по колонне НКТ. Процесс подачи горячей технологической жидкости продолжают до тех пор, пока не установится стационарный тепловой режим работы скважины.

.4 Удаление жидкости из  газовых скважин

Применение

Накопление жидкости (вода, конденсат) на забое газовых скважин  имеет место при снижении пластового давления во время эксплуатации скважины. В результате снижается дебит  скважины и, соответственно, скорость подъема потока газа. При этом жидкость, поступающая из продуктивного пласта вместе с газом, не удаляется его  потоком, а накапливается на забое. В результате заполнения скважины жидкостью  возрастает противодавление на пласт  и при равенстве гидростатического  давления жидкости и пластового давления работа скважины останавливается.

Общепринятым приемом  борьбы с этим является замена колонны  лифтовых труб на колонну меньшего диаметра, поперечное сечение которой  при заданном дебите обеспечивает скорость течения газа, обеспечивающую вынос  жидкости. Однако, замена колонн требует глушения скважины, что в условиях пониженного пластового давления может привести к существенному снижению ее дебита после выполнения этих работ.

Для того, чтобы избежать этого нежелательного явления, следует использовать колтюбинговые технологии, обеспечивающие удаление жидкости без остановки скважины.

В зависимости от конкретных условий эксплуатации жидкость из скважины можно удалять периодически или  постоянно.

Оборудование  и материалы

·Колтюбинговая установка;

·насосный агрегат;

·емкости для технологической  жидкости;

·источник инертного газа;

·компрессор для закачки  инертного газа.

Описание  технологии

Для периодического удаления жидкости из скважины используют колтюбинговые установки в сочетании с источником инертного газа.

Для постоянного удаления в скважину спускается колонна сифонных труб, в качестве которых используют гибкую трубу, поперечное сечение которой  обеспечивает необходимую скорость подъема потока газа из продуктивного  пласта. При этом колтюбинговая установка применяется только для спуска колонны и в дальнейшем не используется. Спущенная колонна подвешивается на фонтанной арматуре с помощью специального узла подвески.

Выбор способа осуществляют с учетом затрат на выполнение периодических  ремонтов скважины или оснащения  ее гибкой трубой и необходимой головкой для крепления на устье.

Периодическое удаление накопившейся жидкости с помощью установок  ПРС следует проводить при  функционировании скважины, без ее остановки. В противном случае придется выполнять операции по вызову притока. Манифольд барабана с гибкой трубой соединяют с линией сбора продукции скважины.

В процессе спуска или подъема  гибкой трубы эксплуатация скважины не прекращается и ведется по колонне  лифтовых труб. После достижения гибкой трубой уровня жидкости, находящейся  на забое скважины, открывают задвижку на выходе гибкой трубы и закрывают  задвижку на боковом отводе фонтанной  арматуры. Затем на малой скорости продолжают спуск гибкой трубы до тех пор, пока весь объем жидкости не будет вынесен на поверхность.

После выполнения работ эксплуатацию скважины продолжают вести по колонне  лифтовых труб, а гибкую трубу извлекают.

Для обеспечения постоянного  удаления жидкости посредством сифонной колонны следует использовать гибкую трубу возможно большего диаметра, поскольку при этом уменьшаются  потери на трение при течении газа и снижается опасность образования пробок. При правильно выбранном диаметре трубы уровень жидкости должен установиться у ее башмака, а колебания давления в кольцевом пространстве должны отсутствовать.

В процессе эксплуатации скважины с помощью сифонной колонны необходимо контролировать давление в кольцевом  пространстве между ней и колонной лифтовых труб. Для пуска колонны  в эксплуатацию азотом продавливают пробку, расположенную на нижнем конце  трубы. Если в скважине присутствует жидкость, препятствующая эксплуатации, ее также удаляют продувкой азотом.

При извлечении из скважины гибкой трубы скважину необходимо, предварительно промыть кольцевое  пространство между колонной гибких труб и лифтовой колонной для удаления образовавшихся там отложений парафина или гидратов, которые могут препятствовать ее извлечению.

Рисунок 2.4 Схема оборудования устья при подвеске сифонной колонны 1,3 - стволовые задвижки, 2 - узел подвески сифонной колонны, 4 - узел подвески лифтовых труб, 5 - крестовина.

.5 Установка цементного  моста

Применение

Установку цементного моста  обычно используют в случаях, когда  необходимо изолировать перфорированные  участки эксплуатационной колонны, которые дают приток воды или снижают  дебит. Это достигается за счет закачки необходимого объема цемента в полость эксплуатационной колонны на заданной глубине.

Оборудование и материалы

·Колтюбинговая установка;

·цементировочный агрегат;

·емкость для цементного раствора;

·цементный раствор.

Описание технологии

Предварительно определяется внутренний объем гибкой трубы расчетным  путем с использованием геометрических параметров трубы или экспериментально.

При последнем способе  подкрашенная вода из тарированного  бака закачивается по гибкой трубе, и  как только она появляется с другого  конца, производится измерение объема.

Рассчитывают длину трубы, которую заполнит цемент. Опустив  гибкую трубу на заданную глубину, запускают  цементировочный агрегат. После  закачки объема цемента, соответствующего объему гибкой трубы, начинают ее подъём со скоростью, соответствующей производительности насоса. Таким образом, обеспечивается минимальное погружение трубы под  уровень цемента находящегося в  эксплуатационной колонне и исключается  опасность цементирования гибкой трубы  по периметру. Затем оставшийся объем  цемента закачивают по гибкой трубе  с последующей продавкой его технологической жидкостью. Этим обеспечивается установка цементного моста на месте. К тому времени, когда весь цемент будет прокачан по гибкой трубе, ее конец должен располагаться в верхней части цементного моста.