Повышение эксплуатационной надежности крепи скважин на поздней стадии разработки нефтяных месторождений тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.15, кандидат технических наук Амерханова, Светлана Изильевна

• Амерханова, Светлана Изильевна
• кандидат технических наук
• 2002

Оглавление диссертации кандидат технических наук Амерханова, Светлана Изильевна

ВВЕДЕНИЕ.

1. v АНАЛИЗ СОВРЕМЕННОГО СОСТОЯНИЯ

ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН НА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ УРАЛО-ПОВОЛЖЬЯ.

1.1. Особенности гидрогеологии и гидродинамики разобщения пластов на современной стадии разработки нефтяных месторождений.

1.2. Особенности технологии оканчивания скважин.

1.3. Анализ технологии крепления эксплуатационных скважин и методов оценки качества крепи.

1.4. Анализ эффективности ремонтно-восстановительных работ.

1.5. Выводы.

2. АНАЛИЗ ЗАРУБЕЖНОГО И ОТЕЧЕСТВЕННОГО ОПЫТА ПО ПОВЫШЕНИЮ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ НАДЕЖНОСТИ КРЕПИ СКВАЖИН.

2.1. Осложнения при эксплуатации крепи скважин. Причины и классификация.

2.2. Критерии оценки и основные показатели эксплуатационной надежности крепи скважин.

2.3. Повышение герметичности контактных зон цементного камня и регулирование технологических параметров тампонажного раствора.

2.4. Выводы.

3. ИССЛЕДОВАНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ЦЕМЕНТНОГО КАМНЯ И КОНТАКТНЫХ ЗОН «ПОРОДА-ЦЕМЕНТНЫЙ КАМЕНЬ-ОБСАДНАЯ КОЛОННА».

Исследования сопротивляемости контактных зон цементного кольца гидропрорыву на лабораторной модели.

Обоснование модели и методики экспериментальных исследований.

Анализ результатов исследований сопротивляемости контактных зон гидропрорыву.

Исследование напряженности контактных зон цементного камня при его затвердевании в стесненных условиях.

Моделирование исследований и методика проведения экспериментов.

Результаты исследований напряженности контактных зон цементного камня.

Оценка величины давления гидропрорыва контактных зон цементного кольца в скважинных условиях.

Исследования крепи скважин новыми методами ГИС.

Выводы.

РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ И ТАМПОНАЖНЫХ МАТЕРИАЛОВ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ

КРЕПИ СКВАЖИН.

Облегченные тампонажные составы для цементирования верхнего интервала скважин.

Тампонажные составы с расширяющими свойствами для цементирования продуктивного интервала.

Технологии герметизации контактных зон при вторичном креплении скважин.

Выводы.

ОПЫТНО-ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ И ОБОБЩЕНИЕ ИХ РЕЗУЛЬТАТОВ.

5.1. Методика проведения и результаты опытно-промысловых испытаний.

5.2. Оптимальный комплекс геофизических исследований крепи скважин.

5.3. Оценка технико-экономической эффективности разработанных рекомендаций.

5.4. Выводы.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение эксплуатационной надежности крепи скважин на поздней стадии разработки нефтяных месторождений»

В настоящее время основные месторождения Урало-Поволжья находятся на поздней стадии разработки, характеризующейся значительным ухудшением структуры запасов нефти, падением добычи и ростом обводненности добываемой продукции. Так, доля трудноизвлекаемых запасов нефти Татарстана достигла 80% против начальных 37%, а обводненность продукции составляет 85%. Аналогичное положение и по другим месторождениям региона (Удмуртии, Башкортостана и др.).

В целях обеспечения наиболее полной выработки охваченных заводнением активных запасов нефти и ввода в эффективную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти эксплуатация месторождений сопровождается применением различных методов интенсификации за счет повышения перепада давления между заводняемыми и разрабатываемыми пластами, применения гаммы методов повышения нефтеотдачи пластов и стимуляции скважины. Рост техногенных нагрузок на крепь из-за применения более активных методов воздействия на пласт и интенсификация добычи нефти обуславливают необходимость резкого повышения качества разобщения пластов. Поэтому проблема обеспечения проектной высоты подъема тампонажного раствора и надежного разобщения пластов является в настоящее время наиболее важной в достижении долговечности и продуктивности скважин.

В диссертационной работе рассмотрены причины осложнений при эксплуатации крепи скважин и приведена их классификация; выполнены исследования напряженности контактных зон цементного камня и сопротивления гидропрорыву; произведена оценка величины давления гидропрорыва контактных зон цементного камня в скважинных условиях; предложен оптимальный комплекс геофизических исследований крепи скважин и пути улучшения герметичности контактных зон. 6

Целью диссертационной работы является. повышение герметичности контактных зон цементного кольца крепи скважины.

Для достижения цели в диссертационной работе поставлены и решены следующие задачи:

1) изучены основные факторы, определяющие качество крепи эксплуатационных скважин;

2) проведены экспериментальные исследования величины сопротивления контактных зон гидропрорыву на моделях и в скважинных условиях;

3) разработаны тампонажные составы с повышенной герметизирующей способностью и облегченные седиментационно-устойчивые системы;

4) разработана технология цементирования скважин предложенными тампонажными составами;

5) разработан оптимальный комплекс геофизических исследований для оценки качества крепи.

Научная новизна диссертационной работы.

Определены факторы, влияющие на эксплуатационную надежность крепи, и дана их классификация на всех этапах работы скважины. Выделен численный критерий оценки качества скважин - величина перепада давления на метр цементной крепи. Впервые с помощью поляризационно-оптического метода определены величины контактных напряжений при формировании цементного камня. Экспериментально установлено увеличение сопротивления гидропрорыву контактных зон расширяющегося тампонажного камня. На основе исследования герметичности заколонного пространства в скважинных условиях с применением пластоиспытателей определены величины сопротивлений контактных зон цементного камня гидропрорыву. Показано, что при качественном цементировании контактные зоны могут выдержать кратковременный перепад давления до 4 МПа/м. 7

В качестве основных положений диссертационной работы на защиту выносятся:

1) Основной критерий оценки эксплуатационной надежности крепи -величина перепада давления, выдерживаемая цементным камнем на единицу длины заколонного пространства.

2) Тампонажные композиции, способствующие повышению герметичности крепи.

3) Комплекс геофизических исследований для детальной оценки качества крепи.

Практическая значимость и реализация результатов работы.

Определен критерий надежности крепи для использлования его на стадии составления проекта скважины и оценки качества его исполнения подрядчиком. Разработаны и внедряются расширяющиеся и облегченные тампонажные композиции, способствующие повышению герметичности крепи. Предложен и обоснован комплекс геофизических исследований для детальной оценки качества крепи и технического состояния скважины.

По комплексу геофизических исследований для оценки качества крепи разработано и находится на стадии внедрения методическое руководство. Основные результаты работы вошли в «Сборник инструкций, регламентов и РД по технологии крепления скважин на месторождениях АО «Татнефть» РД 39-0147585-201-00.

Результаты работы докладывались на I молодежной научно-технической конференции объединения «Удмуртнефть» (Ижевск, 1985г.), на XIX и XX научно-практических конференциях молодых ученых и специалистов института «ТатНИПИнефть» (Бугульма, 1985, 1987гг.), на Втором международном симпозиуме «Наука и технология углеводородных дисперсных систем» (Уфа, 2000г.), на молодежной научно-практической 8 конференции ОАО «Татнефть» (Альметьевск, 2001г. - удостоена первой премии), на заседаниях Ученого Совета института «ТатНИПИнефть»(1998, 1999,2000,2001,2002 гг.).

Работа выполнена в отделе техники и технологии строительства скважин института «ТатН ИТГИнефть» и на кафедре бурения нефтяных и газовых скважин Уфимского государственного нефтяного технического университета. 9

1. АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩЕГО СОСТОЯНИЯ ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН НА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ УРАЛО-ПОВОЛЖЬЯ

Заключение диссертации по теме «Технология бурения и освоения скважин», Амерханова, Светлана Изильевна

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. В настоящее время применяемые буровыми предприятиями мероприятия не всегда гарантируют качественного крепления скважин и разобщения пластов, поскольку основной причиной некачественного крепления является отсутствие или нарушение контактных зон цементного кольца.

2. Для оценки качества строительства скважин необходимы критерии изоляции заколонного пространства в виде конкретного параметра, закладываемого еще на стадии проектирования. В качестве такого параметра предлагается интегральная количественная характеристика герметичности заколонного пространства - величина перепада давления, выдерживаемая цементным камнем на единицу длины заколонного пространства.

3. Впервые для исследований контактных напряжений и измерений их величин при твердении цементного камня в стесненных условиях применен поляризационно-оптический метод. Определено, что среднее значение контактных давлений составляет 0,21 МПа.

4. Значения давления гидропрорыва расширяющегося цементного камня на контакте с естественной поверхностью породы выше, чем цементного без добавок. Наличие фильтрационной корки на основе крахмального реагента на контакте с породой снижает сопротивление гидропрорыву цементного камня, несмотря ' на применение расширяющего цемента с большим процентом расширения. Наибольшие значения давления гидропрорыва (> 2,5 МПа) получены при испытании контактных зон «расширяющийся камень-порода» и «расширяющийся камень-биополимерная корка-порода».

5. Показано, что герметичность контактных зон цементного камня, наряду с технологией подготовки ствола, обеспечивается применением расширяющихся тампонажных растворов. Для широкого применения в

149 условиях Татарстана с целью цементирования продуктивного интервала обоснован расширяющийся тампонажный состав на оксидной основе. Опытно-промышленные испытания разработанного расширяющегося состава показали увеличение участков хорошего сцепления цементного камня с обсадной колонной, по сравнению с базовыми скважинами, зацементированными по обычной технологии, в среднем, на 30-40%.

6. Для цементирования верхних интервалов скважины в условиях месторождений ОАО «Татнефть» рекомендовано применение полых алюмосиликатных микросфер, изготавливаемых из золошлаковых отходов ТЭС и обладающих достаточной прочностью на сжатие.

7. Предложен комплекс геофизических исследований для детальной оценки состояния крепи, включающий обязательный, исследовательский и оценочный комплексы. Опытно-промышленными испытаниями предложенного 'комплекса показана его большая информативность, по сравнению со стандартным.

150

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Амерханова, Светлана Изильевна, 2002 год

1. Агзамов Ф.А., Измухамбетов Б.С., Каримов Н.Х., Мавлютов М.Р. Повышение долговечности тампонажного камня в агрессивных флюидах нефтяных и газовых скважин. Самара: РИА, 1998. - 272 с.

2. Агзамов Ф.А., Каримов Н.Х. Перспективы применения расширяющихся цементов при строительстве скважин // Наука и технология углеводородных дисперсных систем: Второй Международ, симп. Уфа, 2000. -СЛ07-108.

3. Амерханова С.И., Бикбулатов И.Х.,- Корженевский А.Г., Юсупов Р.И. Промысловые исследования герметичности крепи добывающих скважин трубными пластоиспытателями // Нефтяное хозяйство. 1991. - № 8. -С.37-39.

4. Амерханова С.И., Катеев Р.И., Хуснутдинова Р.К. Исследование факторов, влияющих на качество крепления скважин // Нефть Татарстана. -Бугульма, 1999. №3-4. - С. 13-16.

5. Анализ разработки горизонтов Д0 и Д) Восточно-Сулеевской площади Ромашкинского нефтяного месторождения. Отчет по договору № 88.016.89. Бугульма, 1989. 129 с.

6. Анализ эффективности использования свабов. Отчет о НИР по заказ-наряду №99.1431.99. Бугульма, 1999.- 158 с.

7. Ахмадеев Р.Г., Данюшевский B.C. Химия промывочных и тампонажных жидкостей.-М.: Недра, 1981. 152 с.

8. Бакшутов B.C. Минерализованные. тампонажные растворы для цементирования скважин в сложных условиях. М.: Недра, 1986. - 270 с.

9. Бикбулатов И.И., Юсупова С.И. Седиментационная устойчивость тампонажных растворов при креплении скважин в объединении «Удмуртнефть» // Тезисы' докладов XIX научно-практической151конференции молодых ученых и специалистов. Бугульма, 1985. - С.169-170.

10. Ю.Булатов А.И., Дулаев В.Х., Ильясов Е.Н., Крылов Д.А. и др. Влияние геолого-технических факторов на качество цементирования скважин // Обз.инф. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1982. - Вып. 21. - 44 с.

11. П.Булатов А.И., Мариампольский Н.А. Регулирование технологических показателей тампонажных растворов. -М.: Недра, 1988. 224 с.

12. Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважине. М.: Недра, 1990.-408 с.

13. З.Булгаков Р.Т., Газизов А.Ш., Габдуллин Р.Г., Юсупов И.Г. Ограничение притока пластовых вод в нефтяные скважины. М.: Недра, 1976. - 174 с.

14. Н.Гайворонский И.Н. Эффективность вскрытия пластов перфорацией. //НТВ "Каротажник" Тверь: ГЕРС, 1998, - Вып.43, С. 25-28.

15. Голышкина JI.A. Исследование и разработка способов повышения герметичности контактных зон цементного камня заколонного пространства скважин: Дис.канд. техн. наук. Уфа, 1977. 132 с.

16. Городнов В.Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении. М.: Недра, 1984. - 229 с.

17. Данюшевский B.C., Алиев P.M., Толстых И.Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам. М.:' Недра, 1987. - 373 с.

18. Данюшевский B.C. Проектирование оптимальных составов тампонажных цементов. -М.: Недра, 1978. -293 с.

19. Иванов А.Г., Окишев Н.А., Карпенко И.В. Полимерцементные тампонажные системы с пониженной начальной скоростью фильтрации // Нефтяное хозяйство. 1996. - №7. - С. 12-14.

20. Инструкция по креплению нефтяных скважин на месторождениях АО "Татнефть". РД 39-0147585-115-95. Бугульма, 1995. 50 с.152

21. Исследование причин деформации обсадных колонн при эксплуатации скважин и разработка мероприятий по их предотвращению. Отчет по договору № 93.686.93. Бугульма, 1993. 118 с.

22. Измухабетов Б.С., Каримов Н.Х., Агзамов Ф.А., Мавлютов М.Р. Применение дезинтеграторной технологии в нефтегазовой промышленности. Самара: РИА, 1998. - 150 с.

23. Кадырова Р.С. Разработка технологии производства сульфоалюминатного клинкера и расширяющегося цемента на его основе для газовых и нефтяных скважин: Дисс.канд. наук. М., 1990. 180 с.

24. Каримов Н.Х. Разработка составов и технологии применения расширяющихся тампонажных материалов для цементирования глубоких скважин в сложных геологических условиях: Дис.д-ра техн. наук. Актюбинск, 1986. 398 с.

25. Катеев И.С. Исследование и разработка способов повышения качества крепления скважин в условиях эксплуатации нефтяных месторождений с заводнением пластов: Дис.канд. техн. наук. Уфа, 1977. 159 с.

26. Клявин P.M., Лимановский В.М. Тампонажные растворы низкой водоотдачи // Тр. БашНИПИнефть. Уфа: БашНИПИнефть, 1992. -Вып.96.-С. 179-184.

27. Корженевский А.Г., Емельянов В.Д:, Юсупов Р.И., Кудашев П.М. Применение трубных пластоиспытателей для определения герметичности цементного кольца между перфорированными пластами // Нефтяное хозяйство. 1989. - №12. - С. 62-65.

28. Кравцов В.М. О путях повышения надежности крепления скважин на ПХГ //Межвуз.науч.-темат.сб. Технология бурения нефтяных и газовых скважин. Уфа: Уфимский нефтяной институт,. 1983. - с.99-109.

29. Краткая справка о некоторых вопросах состояния разработки нефтяных месторождений Удмуртской АССР. . Внеплановый отчет института ТатНИПИнефть. -.Ижевск, 1987. 68 с.153

30. Крылов Д.А., Волошко Г.Н. Влияние различных нагрузок в колонне на ее контакт с цементным кольцом // Нефтяное хозяйство. 1991. - №12, С. 811.

31. Крылов Д.А., Таламанов Е.Н. Исследование качества цементирования скважин на различных этапах разработки месторождения // Бурение: Реф. науч.-техн.сб. М.: ВНИИОЭНГ, 1979, № 6. С. 16-19.

32. Куксов А.К., Морозов С.Г. Методы оценки и повышения качества строительства скважин // Нефтяное хозяйство. 1990, - № 8, С. 13-15.

33. Латыпов Р.Ф. Исследование й разработка технологий дифференцированной водоизоляции продуктивных пластов при капитальном ремонте скважин: Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. Тюмень, 2000. 22 с.

34. Мавлютов М.Р., Агзамов Ф.А., Овчинников В.П., Кузнецов Ю.С. Долговечность тампонажного камня в нефтяных и газовых скважинах. -Уфа: Уфимский нефтяной институт, 1987. 94 с.

35. Меденцев В.М., Куксов А.К., Ашрафьян М.О., Гринько Ю.В. Комплексные реагенты для обработки тампонажных растворов // Бурение скважин. 1997. - №7. - С. 11-12.

36. Меденцев В.М., Куксов А.К., Ашрафьян . М.О., Гринько Ю.В. Тампонажные составы с повышенной прочностью камня // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 1997. - № 8-9. - С.26-28.

37. Методические рекомендации по комплексной оценке эффективности мероприятий, направленных на ускорение научно-технического прогресса в нефтяной промышленности. РД 39-01/06-000-89.

38. Милыптейн В.М. Практика цементирования нефтяных и газовых скважин за рубежом // Серия: Бурение М:: ВНИИОЭНГ, 1986. - 56с.

39. Морозов С.Г., Беспалов В.В. Предупреждение перетоков по заколонному пространству скважин // Нефтяное хозяйство. 1990. - № 1, С. 23-25.

40. Муслимов Р.Х. Основные направления совершенствования разработки нефтяных месторождений Татарии // Вопросы интенсификации разработки и увеличения нефтеотдачи нефтяных месторождений Татарии: Сб. науч. тр. Казань: Таткнигоиздат, 1987. - 50 с.

41. Муслимов Р.Х., Рамазанов Р.Г., Абдулмазитов Р.Т., Фазлыев Р.Т. Повышение продуктивности карбонатных коллекторов // Нефтяное хозяйство. 1987,- №10,- С. 67-68

42. Муслимов Р.Х., Шавалиев A.M., Хисамов Р.Б., Юсупов И.Г. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения. -М.: ВНИИОЭНГ, 1995. т.1. - 492 с.

43. Нагуманов М.М., Галлямов Ф.С., -Воронцов В.М. и др. Результаты испытания карбонатных коллекторов испытателем пластов на трубах с регулируемой депрессией // Нефтяное.хозяйство. 1983. - №3. - С.47-50.

44. Паринов П.Ф. Разработка дисперсноармированных тампонажных материалов для крепления глубоких нефтяных и газовых скважин. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. Уфа, 1986. 24 с.

45. Подгорнов В.М., Ведищев И.А. Практикум по заканчиванию скважин. Учебное пособие для вузов. -М.: Недра, 1985. -256 с.

46. Поляков В.Н., Ишкаев Р.К., Лукманов P.P. Технология заканчивания нефтяных и газовых скважин. Уфа: ТАУ, 1999. - 408 с.

47. Разработка методов крепления скважин' в условиях повышенных пластовых давлений для раздельного нагнетания воды и отбора нефти. Отчет по теме № 26/69. Бугульма, 1970. 120 с.155

48. Регламент по освоению продуктивных пластов при строительстве скважин буровыми организациями ПО "Татнефть". Бугульма; 1989. 28 с.

49. Руководство по освоению скважин различными методами. Бугульма, 1981. 9 с.

50. Рябова Л.И., Сибирко И.А., Елизаров Н.И. Получение тампонажных растворов с нулевым водоотделением // Нефтяное хозяйство. 1996. - № 7.-С. 17-19.

51. Рябоконь С.А., Бадовская В.И. О выборе типа перфоратора при вторичном вскрытии продуктивных пластов // Технология и материалы для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин: Сб. науч. тр. Краснодар, 1999. -Вып.2.-С. 194-200.

52. Рябоконь С.А., Пеньков А.И.,.Куксов А.К., Кошелев В.Н., Бадовская В.И. Комплекс технологий, обеспечивающий высокое качество заканчивания скважин // Нефтяное хозяйство. 2000. - № 2. - С. 16-22.

53. Саунин В.И. Разработка метода оценки состояния крепи и режима освоения наклонно-направленных скважин на месторождениях с подошвенной водой. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. Уфа, 1985.-23 с.

54. Серенко И.А., Сидоров Н.А., Кошелев А.Т. Повторное цементирование при строительстве и эксплуатации скважин. М.: Недра, 1988. - 263 с.

55. Сучков Б.М. Интенсификация теплофизических процессов обработки призабойной зоны малодебитных .'и осложненных скважин: Дис.д-ра техн. наук. Ижевск, 1989. 400 с.

56. Юсупов И.Г., Голышкина Л.А.,- Катеев И.С. Повышение герметичности контактных зон цементного кольца // Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1980.-35 с.

57. Юсупов И.Г. Крепление нефтяных скважин органо-минеральными композиционными материалами: Дне.д-ра техн. наук. Бугульма, 1983. -405 с.156

58. Юсупов Р.И., Амерханова С.И. Детальная оценка качества крепления скважин ОАО «Татнефть» с применением новой геофизической аппаратуры // Нефть Татарстана. Бугульма, 2001. - №3. - С. 12-15.

59. Юсупова С.И., Бикинеев А.А., Васильева З.И., Бикбулатов И.И. Обводненность нефтедобывающих скважин ПО «Удмуртнефть» // Исследование технологических процессов добычи нефти в Татарии: Тр. ТатНИПИнефть. Бугульма, 1988. - Вып. 93, - С. 19-24.

60. Яруллин Р.К., Филиди Г.Н. Об эффективности вскрытия пласта перфорацией. // НТВ «Каротажник». Тверь: ГЕРС, 1998. - Вып. 49, С.

61. David D. С. Knowledge of state of - art technigues important // Oil and Gas J. - 1988, VIII. - Vol.86. - № 34. - P. 48 - 55.

62. Doug M., Step fen C. Y. Ultrafme cement seals slow leak in casing collar // Oil and Gas J. 1992, VII. - № 7. P. 49 - 51.

63. Haberman J.P., Delestatius M., Hines D.G., Daccord G., Baret J-F. Downhole fluid-loss measurements from drilling fluid and cement slurries // JPT. 1992. -P. 48

64. Layth S. A. Fiber content affects porosity, permeability, and strength of sement //Oil and Gas J. 1999. -№ 18. - P. 108-110.

65. Produkt information cementing. Cement of gas wells // Oil and Gas J. 1987. -P. 14

66. Water control look before you leap // Petroleum Engineer International. -1996. - Vol. 69. - № 7. - P. 42-44.

67. Weatherford International Inc. Cementing program // Oil and Gas J. 1987. -P.52

68. Глубина спуска эксплуатационной колонны 1822 м. Диаметр колонны 146 мм, толщина стенки - 7,7-10,7 мм. Диаметр долота 215,9 мм Интервал установки "стоп-кольца" - 1817 м.

69. Подготовительные работы к цементированию

70. Цементирование эксплуатационной колонны

71. Закачали в эксплуатационную колонну буферную жидкость, техническую воду в количестве 6 м3, обработанную 1% кальцинированной соды и 0,5% КМЦ.

72. Закачали первую порцию облегченного цемента плотностью 1650 кг/м3 -затворенного на технической воде, в количестве 38 тонн + 3 м3 опил.

73. Процесс цементирования прошел без осложнений.

74. Процесс затворения последней порции цемента с расширяющейдобавкой происходил без пенообразования, с плотностью 1800 1820окг/м .

75. Результаты анализа цемента приведены в таблице 1.1631. УТВЩ>ЖДАЮ Глав! тцщецер

76. ЩпДйНа^аевскбурнефть" в^д Федоров1. АКТцементирования 146 мм эксплуатационной колонны на скважине №52031. Старокадеевской площади

77. Глубина спуска эксплуатационной колонны 1232 м, на колонне установили 6 импортных центраторов-турбулизаторов.12. Диаметр долота 215,9 мм.

78. Диаметр эксплуатационной колонны 146 мм, толщина стенки 7 мм.

79. Интервал установки "стоп-кольца" 1220 м.

80. Подготовительные работы к цементированию

81. Глубина спуска эксплуатационной колонны 1357 м.

82. Диаметр эксплуатационной колонны 146 мм, толщина стенки 7,7 мм.13. Диаметр долота 215,9 мм.

83. Интервал установки "стоп-кольца" 1347 м.

84. Подготовительные работы к цементированию

85. Цементирование эксплуатационной колонны

86. Закачали в эксплуатационную колонну буферную жидкость- -техническую воду в количестве 6 м3.

87. Закачали первую порцию тампонажного раствора в количестве 47 тонн затворенного на технической воде плотностью 1840 кг/м .167