Содержание к диссертации
Введение
1. Геологические и технико-технологические условия влияющие на состояние качества крепления скважин 11
1.1. Геологические условия цементирования скважин на Ваньеганском и Варьеганском месторождениях 12
1.2 Геологические условия цементирования скважин на Лянторском месторождении 16
1.3 Геологические условия цементирования скважин по Уренгойской группе месторождений 19
1.4. Сравнительный анализ сложных геологических условий и причины ухудшения качества крепи коллекторов нефти и газа с низким давлением гидроразрыва влияющих на состояние крепи скважин Среднего Приобья и Севера Тюменской области 25
1.5. Теоретические предпосылки решения поставленной цели и задач исследований 45
2. Методика и методы проведения исследований 61
2.1. Исследование физико-механических свойств азотонаполненных тампонажных систем 61
2.2. Установки и методика проведения исследований 62
2.2.1. Установка"для исследования температурных изменений при аэрировании воздухом тампонажных растворов 62
2.2.2. Установка для исследования свойств азотонаполненной тампонажной системы 64
2.2.3. Установка для исследований кратности АТС 67
2.2.4. Установка по исследованию устойчивости системы 68
2.2.5. Установки по исследованию прочностных характеристик камня АТС 69
2.2.6. Установка по исследованию проницаемости камня из АТС 70
2.3. Характеристика применяемых материалов и реагентов для исследования свойств АТС 72
2.4. Методы анализа результатов исследований 75
2.4.1. Планирование проведения экспериментов по изучению температурных изменений при аэрировании воздухом тампонажных растворов 75
2.4.2. Планирование проведения экспериментов по изучению свойств АТС 77
2.4.2.1. Планирование проведения экспериментов по изучению кратности АТС 77
/ф 2.4.2.2. Планирование эксперимента по изучению устойчивости системы 80
2.4.2.3. Планирование проведения экспериментов по изучению прочностных характеристик камня АТС 81
2.4.2.4. Планирование проведения экспериментов по исследованию проницаемости камня из АТС 83
3, Результа ты экспериментальных исследований физико-механических свойств АТС 84
3.1. Результаты исследований по изучению температурных изменений при аэрировании воздухом тампонажных растворов 84
3.2. Результаты экспериментальных исследований по изучению влияния состава раствора и времени аэрирования на кратность АТС 91
3.2.1. Результаты экспериментов по исследованию кратности АТС с применением ПАВ 96
3.3. Результаты исследований по изучению процесса азотонасыщения и количества облегчающей добавки АСПМ на устойчивость АТС 97
3.4. Результаты исследований по изучению процесса влияния азотонасыщения и количества облегчающей добавки АСПМ на прочностные характеристики камня из АТС 100
3.5. Результаты экспериментальных исследований по изучению проницаемости камня из АТС 111
выводы по разделу 3 116
4. Разработка технических средств и технологии крепления скважин с применением АТС 118
4.1. Азотная установка «ПУАНСОН» 119
4.2. Установка газоразделительная мембранная МВа-0,36 122
4.3. Узлы компоновки обсадной колонны 124
4.4. Методика расчета давления, гидродинамических сопротивлений, объемов раствора и азота при цементировании скважин с АТС 131
5. Результаты опытно-промышленного внедрения разработанных рекомендаций и предложений 144
5.1. Результаты внедрения цементирования скважин АТС на Ваньеганском месторождении 144
5.2. Опытно-промышленное исследования АТС на Уренгойском газоконденсатном месторождении 152
Основные вывода и рекомендации 161
Список использованных источников
- Геологические условия цементирования скважин на Ваньеганском и Варьеганском месторождениях
- Установка"для исследования температурных изменений при аэрировании воздухом тампонажных растворов
- Результаты исследований по изучению температурных изменений при аэрировании воздухом тампонажных растворов
- Результаты внедрения цементирования скважин АТС на Ваньеганском месторождении
Введение к работе
Объемы добычи углеводородного сырья на месторождениях Тюменской области в большей своей части еще связаны с разработкой площадей открытых в 70-80 годах. Длительные сроки освоения способствовали усложнению условий строительства скважин на этих месторождениях, в особенности в вопросах обеспечения надежности разобщения вскрываемых продуктивных пластов. Возросло число поглощений цементного раствора при креплении скважин, не редки случаи пластовых проявлений при их эксплуатации. Проблемы связаны со вскрытием сложных по геологическим условиям сложенных высокопроницаемыми, с низкими пластовыми давлениями коллекторов нефти и газа, наличием многолетнемерзлых пород, пластов с аномально низким давлением гидроразрыва. Имеется необходимость обеспечения подъема тампонажного раствора в заколонном пространстве до устья в одну ступень. Литолого - стратиграфические характеристики разреза месторождений, давления и температура по разрезу скважины, а также механических свойств горных пород не позволяют осуществлять одноступенчатое цементирование с раствором одинаковой плотности на месторождениях Среднего Приобья и Севера Тюменской области.
При сложившиеся на сегодня практике цементирования обсадных колонн методом встречных заливок (или комбинированным способом цементирования) и применяемых рецептурах облегченных тампонажных композиций отмечаются: недоподъем тампонажного раствора до устья, отсутствие цементного камня в зоне схождения первой и второй ступеней, значительный процент «отсутствия» и «плохого» сцепления цементного камня с колонной, наличие заколонных давлений и межколонных перетоков.
Указанные явления обусловленны:
- гидроразрывом пластов при встречном цементировании;
- использованием в качестве облегчающих добавок водо - и
воздухововлекающих материалов (глинопорошок, вермикулит), полимерных и
других добавок. Снижение плотности тампонажного раствора в этом случае
обычно достигается за счет повышенного водосодержания, вследствии
адсорбции молекул воды на поверхности твердой фазы. Последнее является
причиной низкой прочности формирующегося цементного камня, его высокой
проницаемости, усадочных деформаций.
Использование в настоящее время минеральных облегчающих добавок снижает плотность цементного раствора с 1860 до 1400 кг/м . Однако в настоящее время имеется необходимость применения тампонажных растворов плотностью ниже 1400 кг/м3, что невозможно при их применении с сохранением свойств раствора (камня), удовлетворяющих требованиям технических условий на облегченные растворы.
Применяемая ранее технология аэрирования тампонажных растворов воздухом имеет ряд недостатков таких, как:
содержание в воздухе кислорода до 70 %, что может повлечь за собой при неравномерном закачивании реагента нерастворенную газовую подушку, вызывая внутреннее горение, возможность взрывоопасной ситуации;
при взаимодействии с углеводородами происходит дополнительное повышение температуры в зоне продуктивного интервала, влияющее на процесс формирования цементного камня.
Снижение плотности цементного раствора возможно за счет азотонасыщения тампонажных композиций.
Применение инертных газообразных веществ и их смесей с тампонажными растворами позволяет создавать новые технологии, совершенствовать и интенсифицировать известные методы.
Высокая эффективность новых и усовершенствованных технологий с использованием азота обусловлена его физико - химическими свойствами и влиянием на гидродинамические условия процессов:
газообразный азот взрывобезопасен;
газообразный азот слабо растворим в нефти и воде. Растворимость азота в нефти и воде с изменением температуры изменяется незначительно;
взаимодействие азота с углеводородами продуктивного интервала, в дальнейшем способствует уменьшению сроков освоения скважины, т.к. уменьшается вязкость и динамическое напряжение сдвига нефти;
азот в тампонажном растворе сохраняет газообразное состояние, что обусловлено его критическими параметрами;
- фильтрация азотонаполненных тампонажных систем (АТС) через
пористую среду проходит при более высоких давлениях;
- химически малоактивен, нетоксичный.
Цель работы - повышение качества крепления скважин, имеющих в разрезе, высокопроницаемые, с низкими пластовыми и давлениями гидроразрыва горизонты, путем применения технологии цементирования азотонаполненными тампонажными системами.
Основные задачи исследований
1. Анализ существующих решений по вопросу «Разработка и
использование аэрированных тампонажных растворов».
Теоретическое обоснование и экспериментальное подтверждение целесообразности и необходимости применения азотонаполненных тампонажных систем (АТС) для повышения качества крепления скважин.
Разработка установки по исследованию свойств АТС в лабораторных условиях.
4. Исследование физико-механических свойств облегченного раствора на
основе АТС.
Разработка технических средств, обеспечивающих однородность растворов из АТС при цементировании скважин.
Разработка технологии цементирования скважин с применением азотонаполненных тампонажных системам.
7. Опытно-промышленное внедрение, анализ полученных результатов.
Научная новизна выполненной работы
1. Разработан и научно обоснован состав газонаполненной тампонажной
системы, основанный на механическом способе введения азотной дисперсии.
Элемент новизны в рецептуре - это использование алюмосиликатных полых
микросфер (АСПМ), обеспечивающих азотововлекаюшую способность
тампонажной системы и устойчивость АТС удовлетворяющую требованиям ее
применения в условиях переменных давлений. Получено решение о выдаче
патента: заявка 2004138215/03 от 10.11.2003. Решение о выдаче патента от
23.08.2005.
2. На уровне изобретений разработаны устройства и способы их
применения для цементирования скважин с АТС.
3. Теоретически обоснованы и экспериментально подтверждены
зависимости изменения важнейших физико-механических свойств АТС
(плотность и кратность пены), прочностных характеристик и
флюидопроницаемости камня из АТС в условиях переменных давлений. Дано
объяснение механизма процесса.
4. Разработана технология цементирования скважин азотонаполненными
тампонажными системами, основанная на принципиально новом подходе к
проектированию и проведению технологического процесса, с использованием
АТС.
Практическая ценность и реализация работы
Разработанная технология цементирования скважин азотонаполненными тампонажными системами, основанная на механическом способе введения азота, снижает плотность тампонажного раствора, обеспечивая его подъем до проектной высоты в условиях аномально низких пластовых давлений.
Разработанные на базе НИПИ ТСС ТюмГНГУ и предприятии ОАО «Газпром», ДООО «Бургаз», филиала «Тюменбургаз» стендовые установки по изучению свойств АТС позволяют изучать важнейшие физико-механические ее свойства в лабораторных условиях тампонажного предприятия.
Объем внедрения технологии цементирования скважин АТС составил более 40 скважин. Успешность ее применения с целью обеспечения проектной высоты подъема тампонажного раствора составляет 95 %.
Апробация результатов исследований
Основные положения и результаты исследований докладывались на: заседаниях кафедры бурения нефтяных и газовых скважин ТюмГНГУ (Тюмень, 2003 - 2005); региональной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Новые технологии нефтегазовому региону» (Тюмень, 2003); Международной научно-технической конференции, посвященной 40-летию Тюменского государственного нефтегазового университета «Проблемы развития ТЭК Западной Сибири» (Тюмень, 2003); региональной научно-практической конференции, посвященной 5-летию Института Нефти и Газа «Новые технологии для ТЭК Западной Сибири» (Тюмень, 2005); Международной научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири» (Тюмень, 2005).
Геологические условия цементирования скважин на Ваньеганском и Варьеганском месторождениях
В административном отношении данные месторождения находятся в Нижневартовском районе Тюменской области Ханты - Мансийского автономного округа. Поисково - разведочное бурение на Варьеганском месторождении, одном из старейших в Западной Сибири началось еще в 1970 годы и Ваньеганском в 1980 г. Месторождения, имели разницу во времени начала разработки около 10 лет, при этом обе эти площади по своим геологическим условиям остаются не достаточно изученными и большая часть эксплуатационного бурения осуществляется на верхнемеловые отложения мегионской и вартовской свиты (продуктивные пласты БВ6, БВ8), а также продуктивные горизонты Васьюганской свиты юрских отложений (ЮВЬ ЮВ2). Тип коллектора является смешанным. Вартовская свита сложена чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники преимущественно мелкозернистые, сцементированные. Аргиллиты плотные, с включениями алевролитового материала. Плотность пластового флюида в среднем составляет 850 кг/м3. Основные проблемы при бурении и заканчивании скважин возникают в интервалах 1060 -1825 м (Покурская свита), входящих в меловую систему. Покурская свита сложена песчаниками, алевролитами, аргиллитами и глинами. Плотность горной породы составляет 2300 - 2600 кг/м3 с пористостью до 33 %. В таблице 1.1, 1.2 представлена стратиграфическая характеристика и давления по разрезу скважины 3618 Ваньеганского месторождения.
Величина пластового давления на данном интервале Покурской свиты составляет 1,0 МПа/м . 10 2, а величина градиента гидроразрыва 1,72 МПа/м . 10"2. Геотермический градиент равен 3,15 С на 100 м. Коэффициент аномальности по меловым отложениям составляет 1,02.
Большая часть осложнений возникает при первичном вскрытии и разобщении пластов. Тип коллекторов юрских отложений Васьюганской свиты (ГОВі-і) 2702 - 2758 м представлен переслаиванием плотного песчаника, аргиллитов с каолиновыми глинами, аргиллитов с песчаниками и глинистых известняков. Плотность горной породы составляет 2600 - 2700 кг/м3 с пористостью до 16 % и проницаемостью от 15 до 20 мД. Величина градиента пластового давления на данном интервале составляет 1,10 МПа/м-10", а величина градиента гидроразрыва 1,58 МПа/м- -10"2, Геотермический градиент равен 3,20 С/100 м. Коэффициент аномальности составляет 1,10, Продуктивные горизонты юрских отложений ряда разведочных скважин Ваньеганского и Варьеганского месторождений сложены горными породами: - аргиллитами черными до темно коричневого цвета, битуминозными, плотными, однородными со слабо плитчатыми отдельностями, включающими слабо известковые с редкими частями углефицированной органики и зернами глауконита; - часто встречающимися прослойками мягких каолиновых глин; - в верхней части слоя (0,4 м) порода имеет брекчеевидный характер с включениями обломков глинистых полевошпат - кварцевых песчаников, сцементированных глинистой массой, прожилками белого кальцита и зернами глауконита. По всему слою отмечается вкрапленность с гнездами от 0,5 до 5,0 см марказита октаэдрического габитуса.
По данным описания керна можно сказать, что горные породы продуктивного горизонта являются смешанными, но в большей части трещеноватым коллектором. Вскрытие и цементирование таких коллекторов, с учетом физико-механических свойств по разрезу является одной из сложных задач в настоящее время.
Лянторское месторождение в геоморфологическом отношении представляет собой однообразную озерно-аллювиальную равнину. В тектоническом отношении представляет систему локальных поднятий, приуроченых к северной части Минчимкинского куполовидного поднятия-положительной структуры 2-го порядка, осложняющей центральную часть Сургутского свода. По геологическому строению месторождение является сложнопостроенным. Продуктивные пласты характеризуются невыдержанным как по площади, так и по разрезу строением, наличием зон замещения коллекторов непроницаемыми породами. Промышленные запасы нефти приурочены к продуктивным пластам АС9, АСю, АСц. Запасы свободного газа - к газовым шапкам пластов ACs. В процессе разведочного бурения была установлена также нефтеносность пород (нефтепромышленные притоки нефти, притоки пластовой воды с нефтью) пласта IOCj (Васьюганская свита), пласта ЮСо (Баженовская свита). Кроме того по ряду эксплуатационных скважин Мильтонского поднятия коллекторы пласта АС4 по данным ГИС характеризуются как нефтенасыщенные. Залежи по описанным пластам отнесены к непромышленным. Пласт Юг представлен песчаником светлосерым, с зеленоватым оттенком, мелкозернистым, глинистым, слабоизвестковистым с многочисленными органическими включениями, с прослоями аргиллита и алевролита. В таблице 1.3, 1.4. представлены стратиграфическая характеристика и давления по разрезу скважин Лянторского месторождения. Общая мощность пласта Юг изменяется от 4,2 до 30 м. Средний дебит нефти составляет 2,7 т/сут. При обводненности 28,9 %. ВНК принят на абсолютной отметке 2685 м. Газовый фактор равен 54,4 м3/м3, градиент пластового давления 1,2 МПа/м-10 2, давление гидроразрыва 1,6 МПа/м-10"2.
Установка"для исследования температурных изменений при аэрировании воздухом тампонажных растворов
Исследование физико-механических свойств АТС включает: 1. Изучение температурных изменений при аэрировании воздухом тампонажных растворов; 2. Изучение влияния состава раствора и времени аэрирования азотом на кратность АТС; 3. Изучение влияния концентрации АСПМ на устойчивость системы; 4. Изучение влияния кратности пены (разная концентрация АСПМ) и давления формирования образца на прочностные характеристики камня из АТС; 5. Изучение влияния степени аэрации, концентрации АСПМ и давления формирования образца на проницаемость камня из АТС (перепад давления от 10до20МПа). 2.2. Установки и методика проведения исследований 2.2.1. Установка для исследования температурных изменений при аэрировании воздухом тампонажных растворов
Установка, представлена на рисунке 4, позволяет изучать свойства аэрированного воздухом тампонажного раствора с учетом нефтенасыщенности, температуры и давления окружающей среды.
Первоначально приготовленный цементный раствор содержащий ПЦТ, ПАВ, с В/Ц равным 0,5 через заливную горловину 1 заполняет осреднительную емкость 2. Из емкости 3, открытием вентиля 4 с помощью дозирующего ручного насоса 5 вводится в тампонажный раствор определенное количество добавки углеводородных соединений (нефти). Компрессором 6 производится аэрация тампонажного раствора воздухом с расходом Q = 3 - 11 м /ч. Перепад давления равный 0,102 МПа в осреднительной емкости фиксируется манометром 7 на протяжении всего времени проведения эксперимента. Термометром Ті фиксируется температура аэрированного тампонажного раствора. Через каждые 3 минуты аэрации осуществляется перемешивание пеноцемента лопастью 8. Герметичность привода лопасти обеспечивается сальниковым уплотнением 9. В случае превышения давления более 0,102 МПа или образования в верхней части осреднительной емкости газовой подушки производится стравливание давления открытием вентиля 10, Количество добавки нефти варьировалось от 3 до 24 % (степень аэрации 1-8) без увеличения перепада давления.
Второй этап проведения экспериментов на установке заключался в следующем. Как и в предыдущем этапе заранее приготовленный цементный раствор содержащий ПЦТ, ПАВ, с В/Ц равным 0,5 закачивают в осреднительную емкость. После чего вводится в тампонажный раствор добавка углеводородных соединений (нефти) в количестве 3 - 24 %. Затем компрессором производится аэрация тампонажного раствора воздухом с расходом Q = 3 - 11 м3/ч. Перепад давления в осреднительной емкости меняется от 0,102 до 20,0 МПа. Термометром Т\ фиксируется изменение температуры аэрированного тампонажного раствора при разных перепадах давления и количествах добавки нефти. Цель проведения данных экспериментов, являлась определение зависимости изменения температуры ДТ от снижения давления во времени P(t) при различном содержании добавки нефти и степени аэрации тампонажного раствора.
Определение критической температуры, за которую было принято температура снижения давления во времени P(t) при различном содержании добавки нефти и степени аэрации тампонажного раствора осуществлялось следующим образом. В осреднительной емкости компрессором КС - 15 производилось аэрация воздухом нефтенасыщенного (3 -24 %) тампонажного раствора, с созданием перепада давления до 17,5 МПа. Открытием вентиля на сбросовой линии давление в осреднительной емкости резко снижалось с 17,5 до 13,0 МПа за 0,0013 ч. (5 с). В продолжение следующих 5 секунд сброс давления в осреднительной емкости производился до 8,5 МПа. Эксперимент продолжался до снижения давления равного атмосферному. Замеры температуры проводились по термометру Тг, установленному в верхней части осреднительной емкости. Относительная температура AT определялась, как разность Тд и TV
Результаты исследований по изучению температурных изменений при аэрировании воздухом тампонажных растворов
Результаты исследований по изучению температурных изменений при аэрировании воздухом тампонажных растворов
Результаты экспериментов по исследованию изменения температуры аэрированного воздухом тампонажного раствора от степени аэрации и содержания углеводородных соединений представлены в таблице 3.1.
Таблица ЗЛ - Результаты экспериментов по исследованию изменения температуры аэрированного тампонажного раствора от степени аэрации и содержания углеводородных соединений эксперимента В/Ц Темпе рату-радо аэрации, ТС Со-дер-жа-ние нефти,% Степень аэрации Давление восреднитель-ной емкости,МПа Температура аэрированного раствора, ТС
На рисунке 11 представлен график изменения температуры аэрированного воздухом тампонажного раствора со степенью аэрации от 1 до 8 и процентного содержания углеводородных соединений (Pconst = 0,102 МПа), 8 47 Концентрация нефти, % Рисунок 11 - Зависимость изменения температуры аэрированного воздухом тампонажного раствора от степени аэрации и содержания углеводородных соединений
Представленные результаты показывают, что с увеличением содержания углеводородов с 3 до 6 % и степени аэрации 2 температура аэрированного тампонажного раствора повысилась на 2 С. При дальнейшем увеличении добавки нефти в составе аэрированного тампонажного раствора с 6 до 15 % и степени аэрации от 2 до 5 наблюдается резкий рост температуры с 24 до 41 С. Последующее повышение количества добавки углеводородных соединений до 24 % со степенью аэрации от 6 до 8 не повлияло на изменение температуры.
Результаты экспериментальных исследований изменения температуры аэрированного воздухом тампонажного раствора от степени аэрации, процентного содержания в композиции углеводородных соединений и изменения давления во времени P(t) (скорости изменения «снижения» давления) представлены в таблице 3.2 Таблица 3.2 - Результаты экспериментов по исследованию изменения температуры аэрированного тампонажного раствора от степени аэрации, нефтенасыщенности и изменения давления эксперимента В/Ц Темпе ратураДо аэрации, ТС Содержание нефти, % Степень аэрации Перепаддавления, МПа Время снижениядавления, ч Снижение давления по времени P(t), МПа Температурааэрированногораствора без изменения давления по времени, ТС с изменением давления по времени, ДТС 1 0,5 22 3 1 1,0 0,0013 4,8 22 53 2 0,5 22 6 2 2,8 0,0027 4,3 31 78 3 0,5 22 9 3 5,6 0,0041 3,8 37 97 4 0,5 22 12 4 8,4 0,0055 3,2 39 107 5 0,5 22 15 5 11,2 0,0069 1,7 39 112 6 0,5 22 18 6 14,0 0,0083 1Д 39 117 С заЗ с 7 0,5 22 21 7 16,8 0,0097 0,6 39 126 иС заЗ с, дальнейшее разряжение не безопасно 8 0,5 22 24 8 20,0 0,011 0,102 39 Изменение давления по времени планировалось за t (время снижения давления) = 40 с. Используя метод экспоненциального сглаживания, разработанный Р. Брауном можно оценить ожидаемую величину температуры в зависимости от изменения давления. Метод представляет собой модификацию способа экстраполяции, когда более поздним наблюдениям придается больший вес. При этом показатели, характеризующие величину явления по состоянию на определенные моменты времени или определенные периоды, сглаживаются с помощью скользящей средней, в которой веса подчиняются экспоненциальному закону. Если вычисления повторить по мере поступления новой информации, то получаем новую сглаженную (усредненную) функцию наблюдений s;(z) = «-Z/+(l + «)-SM) (3.1) где а = у(\т л_]\ параметр сглаживания (а і); N— число наблюдений, входящих в интервал сглаживания; Z, - текущее наблюдение; St-\ - предыдущее усредненное значение. Чем больше а, тем больше вклад последних наблюдений в формирование тренда. Если а = 1, то 5, = Zr. Формулы для экспоненциально сглаженных величин второго и л- го порядка
Результаты внедрения цементирования скважин АТС на Ваньеганском месторождении
Анализ результатов одноступенчатого цементирования с азотонаполненными системами проведен по пяти скважинам Ваньеганского месторождения.
Применялся метод поэтапного насыщения азотом тампонажного раствора. Азот находился в цистерне объемом V = 8 м3 (масса заливаемого азота составляет m = 6100 кг) под давлением не более Р = 0,25 МПа передвижного транспортного средства (полуприцеп-тяжеловоз ПТТ 701.02-2 «Титран»). Рабочее давление газифицированного азота не более 70 МПа (температура не менее 10 С), производительность газификационной установки от 302,4 до 5000 м3/ч.
На рисунке 37 представлена схема цементирования скважины 3618 на Ваньеганском месторождении вспененным (азотонасыщенным) раствором [76]. Предложено использовать тампонажные растворы с различной плотностью в интервалах цементирования эксплуатационной колонны. Предварительно в скважину закачивается три пачки буферной жидкости в объеме 3 м3, причем средняя пачка идет с химической добавкой Tri-Seal для предотвращения обвалов стенок скважины и очистки стенок обсадной колонны. Следующая пачка раствора плотностью р = 1250 кг/м3 в объеме V = 1,5 м3 необходима для обеспечения полного замещения бурового раствора. Цементный раствор закачиваемый в объеме V = 7 м3 и плотностью р = 1890 кг/м необходим в качестве покрышки цементного раствора, обработанного инертным газом в целях предотвращения его выхода с нижнего интервала.
Согласно приведенным данным можно сделать следующий вывод: - насыщение азотом производилась в три этапа, каждая пачка азотонаполненной тампонажной системы закачивалась в среднем 3-4 мин. с расходом на агрегате 24- 26 л/с. Давление на цементировочной головке при продавливании составляло 12,0 МПа. Объемы и плотности АТС согласно данным СКЦ представлены ранее. По диаграммам параметров цементирования видно, что при закачивании азота не происходит полного его перемешивания с тампонажным раствором.
В таблице 5.2 представлены результаты АКЦ в интервалах (1145,0-1811,6 м) установки азотонасыщенного цементного раствора по скважине 3618 Ваньеганского месторождения.
Из представленных в таблице 5.2 сведений видно: -интервал 1145,0-1811,6 м характеризуется наличием зазоров и ф микрозазоров на контактах колонна-цемент; -интервал 1783,4-1806,8 м характеризуется наличием зазоров и микрозазоров на контактах порода-цемент; -интервал 1145,0-1811,6 м характеризуется чередованием зазоров и микрозазоров на контактах колонна-цемент и интервалов имеющих качественное сцепление колонны с цементом и цемента с породой, за исключением отдельных участков имеющих зазоры на контактах колонна цемент-порода. ф При проведении записи под давлением 5,0 МПа (по всей глубине спуска эксплуатационной колонны 0-2614 м) на устье было установлено: -интервал 32,0-1077,6 м характеризуется наличием зазоров и микрозазоров на контактах колонна-цемент-порода; -интервал 1077,6-1136,8м характеризуется наличием зазоров и микрозазоров на контактах колонна-цемент; -интервал 1136,8-2614,0 м характеризуется чередованием зазоров и микрозазоров на контактах колонна-цемент и интервалов, имеющих качественное сцепление колонны с цементом и цемента с породой, за исключением отдельных участков имеющих зазоры на контактах колонна-цемент-порода. Таким образом, после создания давления на устье 5,0 МПа, в интервале 32-1136,8 м изменений характера сцепления колонны с цементом не наблюдается. Отмечается значительное улучшение характера сцепления колонны с цементом практически во всем интервале 1136,8-2614,0 м
(вспененный и тяжелый цементный раствор), что указывает на наличие в
( основном микрозазоров менее 50 мкм.
