Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Повышение эксплуатационной надежности крепи скважин на поздней стадии разработки нефтяных месторождений

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Содержание диссертации, кандидата 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 Диссертация по наукам о земле, 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 Диссертация 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

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Амерханова, Светлана Изильевна, Бугульма; Уфа

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