Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1 Анализ состояния проблемы 9
1.1 Причины возникновения межколонных проявлений 11
1.2 Методы предупреждения межколонных проявлений 31
1.3 Анализ вязкоупругих составов, применяемых при бурении и заканчи-вании скважин 42
1.4 Технологии применения вязкоупругих составов 44
ВЫВОДЫ по главе 1. Цель работы и задачи исследований 52
ГЛАВА 2 Обоснование и разработка мероприятий по совершенствованию применения вязкоупругих подвижных пакеров
2.1 Обоснование применения вязкоупругого подвижного пакера 53
2.2 Обоснование параметров герметизирующих составов 57
2.3 Обоснование основных требований, предъявляемых к вязкоупругому подвижному пакеру 61
2.4 Обоснование сырьевых материалов 64
2.5 Обоснование рецептуры вязкоупругих составов 72
2.6 Методы исследований 74
2.6.1 Обоснование методики определения контактной прочности цементного камня 75
2.6.2 Обоснование методики приготовления вязкоупругих составов 77
2.6.3 Обоснование методики оценки структурно-прочностных характеристик вязкоупругих составов 79
2.6.4 Методика определения пластической прочности вязкоупругих составов 80
2.6.5 Методика определения термостойкости вязкоупругих составов 81
2.6.6 Методика определения объемных изменений в цементном камне и вязкоупругом составе 83
2.7 Разработка экспериментальной установки и методика ее подготовки к проведению исследований 86
ВЫВОДЫ по главе 2 93
ГЛАВА 3 Исследование влияния некоторых физико-химических факторов на свойства вязкоупругих пакеров 94
3.1 Исследование влияния контракции цементного раствора на герметизирующие свойства вязкоупругих подвижных пакеров 94
3.2 Влияние расширяющей добавки на показатели цементного камня 100
3.3 Влияние воды на объемные изменения ВУПП 106
3.4 Влияние концентрации исходных компонентов на реологические и механические свойства вязкоупругих составов 106
3.5 Исследование герметизирующей способности вязкоупругих составов на экспериментальной установке 115
ВЫВОДЫ ПО главе 3 124
ГЛАВА 4 Разработка технико-технологических мероприятий по предупреждению межколонных давлений на месторождении «амангельды» 126
4.1 Особенности геологического строения Амангельдинского месторождения 126
4.2 Технико-технологические мероприятия по формированию надежного герметичного заколонного пространства 127
4.3 Особенности технологии крепления скважин на Амангельдинском месторождении 131
4.4 Программа цементирования скважин на газовом месторождении «Амангельды» 135
4.4.1 Расчет цементирования промежуточной колонны 135
4.4.2 Расчет цементирования 1 ступени эксплуатационной колонны 139
4.4.3 Расчет цементирования 2 ступени эксплуатационной колонны 140
4.5 Адаптация разработанных рецептур на месторождении «Амангельды». 142
4.6 Область применения ВУПП 147
Выводы по главе 4 152
Основные выводы и рекомендации 153
Список литературы 154
Приложения 176
- Анализ вязкоупругих составов, применяемых при бурении и заканчи-вании скважин
- Обоснование методики оценки структурно-прочностных характеристик вязкоупругих составов
- Влияние концентрации исходных компонентов на реологические и механические свойства вязкоупругих составов
- Особенности технологии крепления скважин на Амангельдинском месторождении
Введение к работе
Актуальность проблемы. Вопросы надежного разобщения пластов и цементирования обсадных колонн занимают особое место при строительстве скважин, при этом непременным условием является герметичная изоляция заколонного пространства, предупреждающая проявления пластового флюида на протяжении всего срока службы скважины. Открытие новых месторождений со сложными геологическими разрезами и их ввод в эксплуатацию ведет к ужесточению требований к охране недр и требует качественно нового подхода к креплению скважин.
Анализ литературных материалов по креплению скважин показывает, что нарушение герметичности крепи происходит как на начальных стадиях твердения тампонажных композиций, так и в более поздние сроки.
Основные виды осложнений, которые возникают при креплении газовых скважин, специфичны и почти не встречаются при креплении скважин, предназначаемых для добычи нефти. Эта специфика в основном обусловлена более высокой проникающей способностью газа по сравнению с нефтью или водой, а также тем, что аномально высокие давления в газовых скважинах встречаются чаще, чем в нефтяных.
Следствиями нарушений герметичности крепи скважин в ранние сроки твердения тампонажных растворов, как правило, являются газопроявления, а в более поздние (через несколько месяцев после цементирования или сразу же) - межколонные давления за счет образования каналов, либо по самому цементному камню, либо по контактным зонам цементный камень -обсадная колонна, цементный камень - порода, которые служат проводниками на дневную поверхность пластовых флюидов. В последние годы частота и интенсивность заколонных проявлений в скважинах снизились благодаря совершенствованию технологии цементировочных работ, обеспечению герметичности резьбовых соединений колонн и другим мероприятиям. Однако
число скважин, особенно газовых, в которых возникают заколонные проявления, еще велико. Широко применяемые заколонные пакеры недостаточно эффективны в открытом стволе скважины. В этих условиях перспективным направлением является применение вязкоупругих подвижных пакеров (ВУПП) из вязкоупругих материалов и установка их за обсадной колонной.
Цель работы
Совершенствование рецептур и технологии применения заколонных вязкоупругих подвижных пакеров.
Задачи исследования
Анализ причин возникновения межколонных давлений и негерметичности крепи.
Оценка влияния температуры, контактирующей жидкости, среды и компонентного состава на свойства ВУПП.
Обоснование рациональной области применения ВУПП.
Разработка технологии крепления скважин с применением ВУПП. Научная новизна
Впервые установлена высокая герметизирующая способность ВУПП с добавкой аммонийсодержащих солей при изоляции естественных и искусственных каналов различного размера в цементном камне и его контактных зонах.
Установлено, что применение газовыделяющих добавок уменьшает негативное контракционное воздействие на ВУПП.
3. Обоснован компонентный состав ВУПП, обеспечивающий повы
шенную герметичность крепи скважины и обоснована область его примене
ния.
Практическая ценность
1. Разработанная технология крепления скважин с применением вязко-упругих подвижных пакеров передана ОАО «Казбургаз».
2. Для ОАО «Казбургаз» разработан регламент на применение вязкоуп-ругого подвижного пакера при цементировании обсадных колонн.
Апробация работы
Результаты и основные положения диссертационной работы докладывались на VIII Международном симпозиуме студентов, аспирантов и молодых ученых им. акад. М.В. Усова "Проблемы геологии и освоения недр" (Институт геологии и нефтегазового дела Томского политехнического университета, 2004г.); на 52 - 55-й научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых (г. Уфа, 2001-2004гг.); на научно-практической конференции «Передовые технологии строительства и ремонта скважин» ПермьНРШИнефть, 2004г.; на научно-технической конференции молодых ученых и специалистов «Обеспечение эффективного функционирования газовой отрасли», Новый Уренгой- 2004, на II Межотраслевой научно-практической конференции «Проблемы совершенствования дополнительного профессионального и социогуманитарного образования специалистов топливно-энергетического комплекса», Уфа-2005.
Публикации. Основные научные положения и результаты диссертационной работы освещены в 14-ти печатных работах, в том числе в 5-х статьях и тезисах 9-ти докладов.
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и основных выводов; изложена на 175 страницах машинописного текста и содержит 26 рисунков, 22 таблицы и список литературы из 219 наименований.
Автор сердечно благодарит научного руководителя доктора технических наук, профессора Фарита Акрамовича Агзамова и доктора технических наук Назифа Ханиповича Каримова, при тесном контакте с которым выполнена эта работа.
Автор считает своим долгом выразить признательность сотрудникам кафедры бурения нефтяных и газовых скважин УГНТУ, сотрудникам отдела
крепления скважин ОАО «Азимут», оказавшим неоценимую помощь в работе над диссертацией.
Анализ вязкоупругих составов, применяемых при бурении и заканчи-вании скважин
В настоящее время при бурении и заканчивании скважин используются различные виды вязкоупругих составов и способы их применения [1,2,3,4,5,6,7,8,9,10,22,24,25,29,59,60,153,165], основными из которых считаются многокомпонентные вязко-упругие составы (ВУС).
Одними из первых вязкоупругие составы начали применять авторы [3,5,8,202].
Во ВНИИКРнефть [60] был разработан вязкоупругий гель (ВУГ-2), который получают путем сшивки водного раствора полиакриламида окислительно-восстановительной средой. В качестве окислителя используют соединения шестивалентного хрома (бихромат натрия или калия, бихромат аммония) и др. В качестве восстановителя используют технический гипсосульфат натрия, сульфид натрия, нитрат натрия, нитрит натрия и др. В качестве исходного материала используется технический 8%-ный ПАА.
В виде 1%-ного водного раствора ПАА применяется для приготовления ВУС. Технология применения его для изоляции притока воды также описана в ряде публикаций [26,27,67]. Недостатком является низкая термостойкость и деструкция молекул полимера [25].
Один из вариантов такого состава создан на основе слабоконцентрированного водного раствора технического полиакриламида с добавлением небольшого количества водного раствора гексарезорциновой смолы и технического формалина [28].
Гелеобразный или сухой ПАА хорошо растворяется в воде при температуре 15-20С путем механического перемешивания. Повышение температуры воды ускоряет процесс его растворения. Оптимальная концентрация водного раствора ПАА по основному веществу для приготовления ВУС составляет 0,5-0,1%, однако может быть увеличена до 2-3% по основному веществу.
Гексарезорциновая смола (ГРС) - твердое вещество, полимер линейного строения является продуктом конденсации резорцина и уротропина. ГРС хорошо растворяется в воде при температуре 20-25С путем механического перемешивания. Для получения ВУС применяют 1-2 -процентный водный раствор ГРС в количестве 5-10% от исходного количества водного раствора ПАА. Следует отметить, что ГРС можно заменить формальдегиднорезорци-новой смолой разной модификации (ФР смолы).
В ВУС также входит технический формалин - 37-40-процентный водный раствор формальдегида, количество которого составляет 1-2% от исходного количества водного раствора ПАА.
Последовательность получения состава заключается в приготовлении в отдельных емкостях водных растворов ПАА и ГРС и их тщательного перемешивания. После получения однородного состава смеси ПАА и ГРС в него добавляют формалин, перемешивают всю массу и оставляют в покое для завершения реакции смешивания полимерных молекул.
Полученный таким образом состав представляет собой резиноподоб-ный гель плотностью -1000 кг/м3. Так как основной частью вязко-упругого состава является вода (-85%), то модуль объемной упругости его равен -8-Ю4 МПа. Вязкоупругий состав устойчив к колебаниям температуры - при температурах до 90С сохраняет все свои основные свойства, а при температурах ниже нуля замерзает и теряет прокачиваемость.
Существенным недостатком состава является то, что его ингредиенты — токсичные жидкости.
Автор [65] предлагает применять густую вязкопластичную пасту, обладающую хорошими изоляционными свойствами. Пасту получают на основе органоминерального состава, в котором коагулирующе - конденсирующим агентом является катион кальция. В качестве органической основы используются КМЦ, ПАА и УЩР. Лучшие результаты получены на основе концентрированного раствора УЩР [66]. Начальная коагуляция вязкопластичных паст осуществляется смесью хлоридов кальция и натрия (отход содового производства). Кроме того, в состав пасты вводят молотую негашеную известь для предотвращения усадки, портландцемент и высококальциевый металлургический шлак - для поддержания необходимой концентрации ионов кальция в течение длительного времени.
Существенным недостатком состава является сложность технологии приготовления в промысловых условиях.
При дальнейшем бурении скважины из-под башмака предыдущей колонны на цементное кольцо действуют различные нагрузки, т.е. фактически происходит разгерметизация заколонного пространства, по которому начинает поступать флюид.
Нарушение герметичности контакта между колонной и цементным камнем - одна из причин заколонных перетоков в скважине. Оно может возникать по многим причинам, таким, например, как избыточное давление в колонне в период ОЗЦ, создание давления при опрессовке и перфорации колонны, а также при механических воздействиях в период проведения различных работ в скважине.
Н.С. Дон, Н.И. Титков и А.А. Гайворонский [93] показали, что наличие радиального зазора размером 0,07 - 0,14 мм может значительно влиять на герметичность затрубного пространства, что было подтверждено расчетами и экспериментами на модели. При этом разница между теоретическими и опытными данными не превышала 7-16%.
Д.А. Крылов [180], проведя анализ геофизических данных по качеству цементирования скважин, указывает, что более чем в 80% случаев неплотный контакт цементного камня с колонной обусловлен кольцевыми микрозазорами, которые образуются за счет отфильтровывания части жидкости затворе-ния в проницаемые породы и последующей усадки формирующегося камня. Одновременно существенное влияние оказывает изменение давления с внешней стороны колонны при твердении раствора, приводящее к снижению плотности контакта тампонажного камня с обсадными трубами. Уменьшение давления объясняется опережающим схватыванием тампонажного раствора, зависанием его против хорошо проницаемых пластов, находящихся на значительном удалении от забоя.
А.И. Овечкин и другие авторы [181,182,189] проследили влияние растяжения и сжатия колонны, ее опрессовки и перфорации по результатам промысловых исследований с применением акустического цементомера АКД-1 и сделали следующие выводы: 1. Растяжение и сжатие вызывают ослабление контакта цементного кольца с колонной на участке протяженностью до 100 м и ниже уровня подъема цементного раствора.
2. Опрессовка обсадной колонны. Специальными исследованиями установлено, что высокие давления опрессовки обсадных колонн нарушают сформировавшееся в заколонном пространстве цементное кольцо при одновременном снижении плотности контакта между цементным кольцом и обсадными трубами [184,185]. При создании избыточного внутреннего давления обсадная колонна, а вместе с ней и цементное кольцо деформируется в радиальном направлении. После снятия избыточного давления деформации обсадной колонны становятся равными нулю. Цементный же камень, в отличие от стальной обсадной трубы, сочетает в себе упругие и вязкопластичные свойства. После снятия избыточного давления упругая деформация цементного камня исчезает, но пластическое смещение сохраняется, т.к. оно необратимо. Таким образом, между обсадной колонной и цементным камнем образуются микрозазоры, размер которых зависит от количества и продолжительности опрессовки, величины избыточного давления, диаметра и толщины стенок колонны, ее прочностных свойств, возраста цементного камня.
Обоснование методики оценки структурно-прочностных характеристик вязкоупругих составов
Предварительные реологические испытания вязкоупругих композиций [56], обладающих конечной упругой деформацией, показали, что одно из важных свойств вязкоупругих составов на базе водных растворов полиакри-ламида - появление в них при сдвиговых деформациях нормальных напряжений.
Эти композиции, образовавшиеся в результате поликонденсации исходных продуктов, обладают промежуточными свойствами между растворами полимеров и резиноподобными телами. Благодаря сетке, образованной поперечными химическими связями, для них характерны конечные упругие деформации. Необратимая деформация возможна в основном за счет разрыва и рекомбинации химических связей и поэтому очень мала. Исследование деформационных свойств вязкоупругих композиций в режиме постоянной скорости сдвиговой деформации представляет интерес только до момента ее разрушения, так как дальнейшая деформация сопровождается нарушением сплошности образца и невозможностью интерпретации полученных результатов на основе существующих теорий вискозиметрических испытаний. Из сказанного очевидно, что на приборах капиллярного типа, в которых разрушение структуры происходит уже на входе в капилляр, и на ротационных вискозиметрах с коаксиальными цилиндрами практически невозможно получить полную информацию о реологических свойствах композиций. Это обстоятельство, во-первых, затрудняет определение их характеристик в виско-зиметрических и ротационных приборах, а во-вторых, открывает возможность исследования их обратимых структурно-прочностных характеристик в статических условиях, например, изменение формы под действием нагрузки, определение предельных параметров и др.
Известно, что структурно-прочностные характеристики, которыми обладают вязкоупругие композиции, препятствуют изменению формы образца при наложении определенных усилий.
Поэтому было предложено использовать для их косвенной оценки конус АзНИИ.
Определение свойств проводится следующим образом:
- в конус, стенки которого предварительно смазываются солидолом, заливается исходная смесь компонентов и оставляется в покое в течение оп ределенного времени;
- затем конус поднимается и под действием собственного веса его содержимое растекается по стеклу;
- по величине растекаемости, представляющей собой обобщенную деформацию под действием веса вышележащих слоев, оценивается величина упругих свойств.
Одной из определяющих характеристик ВУПП является его способность противостоять напору флюидов в каналах, щелях, определяемая его прочностью. Так как представляет сложность замер реологических характеристик вязкоупругих систем, было предложено использовать показатель пластической прочности, которая замеряется по методу акад. П.А. Ребиндера.
Мы считаем, что для характеристики составов, имеющих вязкоупру-гую структуру, может использоваться показатель пластической прочности. Пластическая прочность Рт характеризует прочность структуры ВУС при пластично-вязком разрушении, измеряется на приборе по методу акад. П.А. Ребиндера, такой прибор разработан для измерения пластической проч-ности в области от 10 до 10 Па (рис.2.5). Для определения прочности ВУС используются конуса из стали с углами при вершине 30, 45, 60, над которым можно создавать любую нагрузку. Пластическая прочность Рт (в Па) вычисляется по формуле (2.5) [11,35]:
р-к h2 (2 5)
где К а - коэффициент, зависящий от угла конуса, F— вес погружаемой
системы, Н; h — глубина погружения конуса в вязкоупругий состав, м. Так как пластическая прочность нарастает во времени, глубина погружения конуса постепенно уменьшается. Для повышения точности измерений при достижении h=0,3- 0,4 мм, конус заменяют более острым. Если использован самый острый конус комплекта, подвижную систему дополнительно нагружают. Результаты измерения можно уточнить несколько раз с использованием разных конусов и нагрузки (для каждого состава прочность измерялась 3 раза). Расстояние между точками погружения конуса должно быть не менее 10 мм.
Этот метод замеров позволяет оперативно делать вывод о степени готовности ВУС в промысловых условиях
Влияние концентрации исходных компонентов на реологические и механические свойства вязкоупругих составов
При исследовании реологических свойств рассматриваемых ВУС установлено, что вязкоупругие составы на основе ПАА представляют тиксо-тропное псевдопластическое резинообразное тело конденсационной структуры, обладающее определенными значениями вязкости и пластической прочности [38].
Результаты экспериментальных исследований показали возможность определения экспериментальным путем областей оптимальных концентраций, при которых рост пластической прочности стабилизируется.
Исследовалось изменение прочности ВУС от момента приготовления до момента окончания «сшивки». Результаты экспериментов приведены на рис.3.10-3.12.
В зависимости от концентрации исходных компонентов и температуры прочность ВУС начинает лавинообразно нарастать, и ВУС переходит в резиноподобное тело с пластической прочностью от 9902,61 до 184198,5 Па. При выдержке образовавшихся ВУС в течение 1-х суток их прочность остается без изменений. Следовательно, при использовании вязкоупругих составов в качестве газоизолирующего материала необходимо создавать условия для формирования состава в скважине и укрепления его структуры.
За счет набухания ПАА и бентонита происходит образование пространственной глинополимерной структуры. Прочность ВУС увеличивается до определенного значения, и после этого ее рост останавливается (см. рис.3.10 - 3.12). При повышении концентрации ПАА и бентонита происходит мгновенное образование ВУС с потерей текучести. Таким образом, изменяя концентрацию исходных реагентов, можно получить ВУС с прочностью, достаточной для проведения цементировочных работ.
На рис.3.12 показано влияние содержания «Касофта» на пластическую прочность, из которого видно, что оптимальной по времени набора прочности является 1%-ая концентрация «Касофта», тогда как 0,5% дает минимальную прочность и увеличенное время полимеризации, а 3% недостаточную прочность и небольшое время сшивки (менее 1 часа).
Для большинства композиций рост прочности стабилизируется через 3-7 часов.
В ходе экспериментальных работ установлено влияние концентрации исходных реагентов на пластическую прочность композиций. Изменяя концентрации исходных компонентов, можно получать прочные ВУС с оптимальным временем набора прочности, позволяющие рекомендовать их для предупреждения появления МКД. 113
Результаты измерения растекаемости составов представлены в табл.3.4. по которым было построено изменение растекаемости вязкоупругих составов во времени (рис.3.13).
Из рис.3.13 видно, что через 24 часа растекаемость перестает изменяться, следовательно, полимеризация ВУС завершилась.
Исследование физико-химических свойств вязкоупругих составов и результаты обработки экспериментальных данных дают основание для выбора композиций в дальнейших исследованиях по оценке герметизирующей способности разработанных составов (табл. 3.5). Из результатов исследований, представленных в табл. 3.5, видно, что время набора максимальной прочности меняется от 1 до 20 часов. Это говорит о возможности применения вязко-упругих составов в различных технологических схемах, а именно закачки состава, как в «несозревшем» виде, так и в состоянии, при котором окончательную прочность состав наберет в скважине. Пластическая прочность меняется в диапазоне от 9000 до 180000 Па, что позволяет подбирать состав, исходя из технических условий цементирования.
Особенности технологии крепления скважин на Амангельдинском месторождении
На 01.03.05 г. на месторождении Амангельды при технологическом сопровождении ОАО «Азимут» было пробурено 13 эксплуатационных скважин. ОАО «Азимут» для осуществления качественного цементирования обсадных колонн рекомендовало модифицированные тампонажные материалы и усовершенствованную технологию крепления скважин.
В качестве примера приведем технико-технологические показатели крепления скважины №110, которая была пробурена по следующей конструкции:
Кондуктор 0298,5ммх453,3м перекрыл неустойчивые отложения верхней части разреза и мезо-кайнозойские водоносные горизонты, поэтому требования к качеству цементирования были следующими:
Для цементирования кондуктора был применен тампонажный раствор с нормальной плотностью (1850-1900 кг/м3) на основе цемента типа ПЦТ 1-50 (Новотроицкого цементного завода). Водоотдача тампонажного раствора со-ставила не более 500 см /30 мин по АНИ и водоотделение не более 1%. С целью сокращения времени ОЗЦ предусматривалось ускоренное формирование цементного камня. Для регулирования свойств тампонажного раствора были использованы понизитель водоотдачи - ВПК-402, ускоритель схватывания -поваренная соль (NaCl).
Промежуточной колонной 0219,1ммх 1200,3м (башмак колонны в карбоне на 10-15 м ниже кровли) были перекрыты надсолевые, солевые и подсо-левые отложения, из которых возможны незначительные притоки азотно гелиевого газа с аномально высоким давлением (1,5). Промежуточная колонна необходима для обеспечения возможности перехода на другую систему буровых растворов меньшей плотности для вскрытия продуктивных горизонтов с меньшей аномальностью с целью сохранения коллекторских свойств пласта, поэтому требования к рецептуре цементного раствора оказались достаточно высокими. С целью предотвращения размыва ствола скважины и улучшения сцепления цементного камня с породой в состав тампонажного раствора была введена добавка NaCl в количестве 18-36% от веса воды за-творения. Для предотвращения гидроразрыва пород было использовано две порции тампонажного раствора: первая порция (верхняя) - облегченная (1550-1650 кг/м3) перекрыла межколонное пространство между 298,5 и 219,1 мм колоннами, вторая порция (нижняя) - нормальной плотности (1850-1900 кг/м3) перекрыла интервал от забоя до 50-100 метров выше соленосной толщи. Водоотделение облегченного тампонажного раствора составило не более 1%, водоотдача тампонажного раствора нормальной плотности составила не более 30 см3/30 мин по ВМ-6 (не более 100 см3/30 мин по АНИ) и нулевое водоотделение. Для регулирования свойств тампонажного раствора были использованы облегчающая добавка (бентонит), понизитель водоотдачи (ВПК-402), регулятор схватывания нитротриметилфосфоновая кислота (НТФ), расширяющая добавка (СИГБ).
ВУПП были установлены: первый внутри кондуктора на глубине 300 -350м, второй над кровлей гелийсодержащего пласта на глубине 500 - 550м, третий выше башмака промежуточной колонны на глубине 1000 - 1050м.
Эксплуатационной колонной 0139,7ммх2494,5м были перекрыты продуктивные интервалы, обеспечивающие добычу газа, поэтому требования к рецептуре цементного раствора оказались особенно высокими.
Был использован тампонажный раствор на основе цемента типа ПЦТ I-100. Для надежного разобщения пластов и предотвращения гидроразрыва пород было проведено двухступенчатое цементирование с использованием муфты ступенчатого цементирования типа МСЦ. Муфта ступенчатого цементирования была установлена в промежуточной колонне на 100 м выше башмака колонны. При цементировании первой ступени были использованы две порции тампонажного раствора: первая порция (верхняя) - облегченная (1500-1600 кг/м3) перекрыла затрубное пространство между 139,7 мм колонной и скважиной до места установки цементировочной муфты, вторая порция (нижняя) - нормальной плотности (1850-1900 кг/м3) перекрыла интервал 600-700 м выше башмака эксплуатационной колонны. Облегченный тампонаж-ный раствор имел водоотделение не более 1%, тампонажный раствор нор-мальной плотности (1850-1900 кг/м ) имел водоотдачу не более 10 см /30 мин по ВМ-6 (не более 30 см3/30 мин по АНИ) и нулевое водоотделение.
ВУ1ІІІ были установлены: на глубинах 1150 - 1200, 1750 - 1800 м и над кровлей продуктивного пласта на глубине 2220 - 2300 м.
При цементировании второй ступени был применен тампонажный раствор нормальной плотности, который перекрыл межколонное пространство между 219,1и 139,7 мм колоннами. Водоотдача тампонажного раствора нор-мальной плотности составила не более 30 см /30 мин по ВМ-6 (не более 100 см3/30 мин по АНИ) и нулевое водоотделение. В качестве добавок для регулирования плотности, реологических свойств и водоотдачи были применены расширяющая и облегчающая добавки, понизитель водоотдачи, понизитель вязкости, замедлитель.
ВУПП были установлены: первый на глубине 300 - 350 м, второй на глубине 950-1050 м.
В процессе цементирования закачка ВУПП чередовалась с закачкой цементного раствора.
