Содержание к диссертации
Введение
1. Особенности технологии строительства скважин на шельфах северных морей 6
1.1. Условия бурения скважин 6
1.2. Особенности проектирования конструкции скважин 9
1.3. Совершенствование качества буровых промывочных растворов 23
1.4. Возможность совершенствования технологии бурения на шельфе с применением регулируемой кольматации 40
1.5. Особенности крепления скважин на шельфе 52
1.6. Выводы. Постановка задач исследований 53
2. Методы проведения экспериментальных исследований 58
2.1. Методы комплексного изучения поставленных задач 58
2.2. Методики изучения триботехнических свойств промывочных растворов 60
2.3. Методики изучения физико-химической активности растворов 77
2.4. Приборы, методы и средства для исследования свойств тампонажных материалов 82
2.5. Выводы 86
3. Разработка буровых промывочных растворов .87
3.1. Теоретические предпосылки выбора промывочных растворов по интервалам бурения 87
3.2. Разработка рецептур ингибированных буровых промывочных растворов 90
3.3 Разработка рецептур карбонатных растворов 99
3.4. Выводы 118
4. Облагораживание промывочных растворов реагентами комплексного действия 119
4.1. Теоретические предпосылки выбора и исследования реагентов комплексного действия для улучшения технологических свойств промывочных растворов 119
4.2. Исследование реагентов на основе жирных кислот 125
4.3. Исследование реагентов комплексного действия на основе спиртов 138
4.4. Выводы 150
5. Совершенствование технологии крепления скважин 151
5.1. Обоснование требований к тампонажным материалам 151
5.2. Разработка технологии подготовки ствола скважины к цементированию 156
5.3. Разработка облегченного тампонажного материала 159
5.4. Исследование реологических свойств облегченных тампонажных растворов 161
5.5. Выводы 167
6. Результаты промысловых испытаний 168
6.1. Применение усовершенствованной конструкции скважин 168
6.2. Использование составов растворов с полигликолями 170
6.3. Применение технологии регулируемой кольматации 172
6.4. Применение облегченных безусадочных цементов при проводке скважин 175
6.5. Выводы 178
7. Основные выводы и рекомендации 179
8. Список литературы 181
Приложение 197
- Совершенствование качества буровых промывочных растворов
- Разработка рецептур ингибированных буровых промывочных растворов
- Исследование реагентов комплексного действия на основе спиртов
- Применение облегченных безусадочных цементов при проводке скважин
Совершенствование качества буровых промывочных растворов
Наличие в разрезе месторождения Варандей-море пластичных высококоллоидальных глин, легко поддающихся набуханию и диспергированию, вызывает осложнения в виде загустевания и наработки раствора, сальнико-образования, нарушения устойчивости ствола скважин и, в конечном счете, приводит к увеличению продолжительности и удорожанию работ по строительству скважин. Для борьбы с подобного рода осложнениями в буровой технологии широко применяется метод ингибирования промывочных растворов использованием различных минеральных солей или полиэлектролитов [13,10,11,62,113,166,167].
Наиболее распространенные в буровой технологии глинистые растворы при ингибировании становятся более защищенными от агрессии солей, содержащихся в горных породах или в пластовых флюидах. В то же время, ин-гибирование раствора позволяет, в определенной мере, защищать глинистые горные породы стенок ствола от проявления неустойчивости, набухания глин, сужения ствола, иногда и осыпания пород, улучшить качество вскрытия продуктивных пластов и это позволяет называть промывочную жидкость «ингибирующим раствором». При этом ингибирующий раствор не обязательно должен быть глинистым. В последние годы широкое распространение получили безглинистые ингибированные растворы типа гидрогелей магния и кальция [10,169], полимерсолевые и полимер-гелевые растворы [13,18,23,157]. Использование в качестве ингибиторов минеральных солей приводит к снижению толщины двойных электрических слоев, дегидратации элементарных частиц горных пород, особенно глинистых, усилению прочности связей между ними, а возможно и к уплотнению пород. Поэтому в качестве первых ингибиторов наиболее широкое распространению получили соли кальция, диссоциированный катион которых, имея повышенный электрический заряд и две свободные валентности, активно связывает глинистые частицы между собой, особенно если обменные катионы у них представлены в основном натрием (натровый монтмориллонит). Используя указанный механизм, в буровой технологии начали применяться и алюминатные ингиби-рованные промывочные растворы, диссоциированный катион которых (алюминий) имеет и более мощный электрический заряд и три свободных валентности.
Особое место в ингибированных промывочных растворах занимают калиевые системы [30,31,140]. Благодаря отрицательной гидратации иона калия, низкой энергии адсорбции гидратированных молекул воды катионом калия, он способен глубоко проникать в межплоскостные пространства глинистых пород, тем самым повышая энергию межпакетной связи. Ингибиро-ванные калием глинистые и безглинистые промывочные растворы часто позволяют успешно разбуривать неустойчивые терригенные горные породы, включая глинистые сланцы, аргиллиты.
Положительные результаты при разбуривании неустойчивых глинистых отложений получены и при использовании в качестве ингибитора соединений, содержащих катион аммония NH/, который также, как и калий, способен к отрицательной гидратации [30 ].
Для управления свойствами ингибированных неорганическими солями промывочных растворов предусматривается обязательный ввод реагентов, повышающих рН среды. Использование для этого гидроокиси натрия имеет недостаток, связанный с тем, что каустическая сода является сильным пепти-затором и это может снизить эффективность ингибирования, привести к интенсификации набухания, обвалов горных пород, перехода глинистого шлама в буровой раствор интенсивному загущению глинистого раствора. Опыт бурения скважин Долгинская 2 на шельфе Баренцева моря еще раз подтвердил нецелесообразность применения таких систем растворов. Поскольку ввод кальцинированной и каустической соды привел к недопустимо интенсивному загущению глинистого раствора. Выполненные во ВНИИБТ [86] исследования показали, что калийсодержащие щелочные реагенты значительно в меньшей степени пептизируют глинистые породы.
В целом, при разбуривании неустойчивых пород рН бурового раствора целесообразно поддерживать не выше рН = 9,0 - 9,5 [28,92,159-161,167].
Высокая коагулирующая способность катиона калия по сравнению с катионом натрия позволяет при существенно меньшем содержании хлористого калия (в 7 ... 9 раз) поддерживать на требуемом уровне структурно-механические свойства малоглинистых полимерных промывочных растворов [30].
Расход хлорида калия для стабилизации ствола зависит от природы глинистых пород, глубины их залегания. Для разбуривания литифицирован-ных под действием уплотнения и диагенеза глин концентрация хлорида калия в промывочном растворе не превышает 3%, а для обеспечения устойчивости нелитифицированных глин концентрацию хлорида калия необходимо увеличивать. Например, для эффективного разбуривания вязких глин в разрезах Северного моря концентрацию хлорида калия в растворе доводили до 20% [47].
Потеря устойчивости стволов скважин, слагаемых глинистыми породами. происходит в основном из-за увлажнения с последующим набуханием глин, природу которого связывают с действием адсорбционных, осмотических и капиллярных сил [47,98 ]. Ионное ингибирование позволяет в той или иной степени ограничить действие указанных сил [163,164]. Степень ограничения зависит от многих факторов, связанных с уровнем фильности поверхности пор, видом обменных катионов глин, преобладающими механизмами осмотических перетоков и др. Например, увлажнение глин за счет химического осмоса можно в значительной степени подавить соответствующим подбором состава и содержания ионного ингибитора.
Однако для подавления процессов увлажнения глин за счет электро- и термоосмоса, обратного осмоса, по-видимому необходимы дополнительные средства борьбы с неустойчивостью глинистых пород. Это же необходимо и для ограничения адсорбционных и капиллярных сил увлажнения и набухания глин. С этой целью в последние годы, наряду с ужесточением требования обеспечения минимального показателя фильтрации, широко применяются неионное ингибирование, гидрофобизация глинистых пород и фильтрационных каналов продуктивных коллекторов применением различных ПАВ, полиэлектролитов [32,33,167]. Современные научные исследования в области буровых растворов многофункционального действия нацелены на создание безглинистых промывочных жидкостей и в целом растворов повышенной универсальности, которые посредством малых добавок комплексных реагентов приобретают способность выполнять соответствующие конкретным условиям бурения функции.
В частности, в отечественной и зарубежной буровой технологии нашли применение синтетические полимеры акрилового ряда. Реагенты на их основе изготавливаются в достаточно широком ассортименте, по назначению они могут быть как селективного, так и многофункционального действия. С точки зрения требований буровой технологии акриловые реагенты не лишены недостатков, однако их относительно высокая доступность, малый расход для управления буровым процессом позволили расширить ассортимент промывочных жидкостей в сторону создания растворов с малым содержанием твердой фазы, ингибированных глинистых и безглинистых систем [11,41,76113,147,150].
Сущность неионного ингибирования глинистых пород полимерами заключается в адсорбции полимера на поверхности глинистых частиц и экранировании («капсулировании») их от доступа воды. Применение полимеров отдельно, а также в сочетании с ингибиторами ионного типа, позволяет успешно строить скважины в разрезах с неустойчивыми глинистыми отложениями. Однако существуют противоречивые данные по влиянию полимерных растворов на качество вскрытия продуктивных пластов [147],в связи с возможностью загрязнения их полимерными комплексообразованиями при взаимодействии полимеров с минерализованными пластовыми водами, содержащими ионы кальция, магния, алюминия. К недостаткам полимерных безглинистых систем относятся также практически нулевые показатели структурно-механических свойств, ограниченные возможности управления их плотностью и утяжелением порошковыми утяжелителями, недопустимое противодействие дюкообразованию в горизонтальном стволе.
Высококачественное вскрытие и освоение продуктивных пластов представляется наиболее важным и ответственным этапом строительства нефтяных и газовых скважин. Большинство скважин практически вскрываются с невысоким качеством, соответственно трудно осваиваются, не достигают потенциального дебита даже через длительный период эксплуатации. На газовых и разведочных скважинах продуктивные пласты вскрываются на значительной репрессии, что требует особенного высокого качества растворов и технологий. При некачественном вскрытии продуктивных пластов возникает необходимость создания повышенных депрессий при освоении и эксплуатации залежей. Повышение депрессии при неустойчивых коллекторах может привести к разрушению призабойной зоны, слому эксплуатационной колонны, преждевременному выходу скважины из строя.
Разработка рецептур ингибированных буровых промывочных растворов
Поскольку принцип ингибирования промывочных растворов для условий бурения скважин на месторождении Варандей-море может дать существенный эффект, нами проведено обоснование выбора ингибированных растворов, техники ингибирования и ингибиторов по интервалам бурения.
В буровой технологии в качестве ингибиторов промывочных растворов широкое распространение получили соли калия, кальция и алюминия. Используются, хотя и в меньшей мере, некоторые ПАВ, полимеры, проявляющие, наряду с ингибирующим, стабилизирующее воздействие на буровой раствор.
Верхний интервал разреза целесообразно разбуривать на ингибирован-ной воде, в качестве основного варианта которой используется морская вода. Общая минерализация морской воды составляет около 3,5 г/л, плотность ее 1,023 г/см3. Морская вода относится к хлоркальциевому типу и представлена следующими солями (мг-экв/л): хлористый натрий 800, хлористый калий 20, хлористый кальций 30, хлористый магний 57 и сульфат магния 226. При необходимости увеличения плотности воды вводится хлористый кальций дополнительно. Интервал бурения под эксплуатационную колонну представлен переслаиванием глинистых пород, известняков и песчаников. В отдельных интервалах известняки и песчаники проницаемые. Основными критериями при оптимизации состава промывочной жидкости при бурении данного интервала являются:
- низкие значения показателя фильтрации;
- оптимальные значения статического напряжения сдвига;
- высокая ингибирующая способность;
- качественная очистка забоя от выбуренной горной породы.
Наличие в разрезе большого количества водопроявляющих зон с хлоркаль-циевым типом флюидов обуславливает целесообразность применения хлор-кальциевых недиспергирующих систем, получаемых обработкой реагентами растворов на основе морской воды или пластовой воды. При этом можно получить безглинистые или с малым содержанием твердой фазы буровые растворы данного типа. В качестве твердой фазы могут использоваться глинистые высококоллоидальные поступления в промывочную жидкость при раз-буривании верхних интервалов. Такого рода буровые растворы должны быть устойчивы к минеральной агрессии, способствовать избирательной кольма-тации призабойной зоны скважины. Они будут эффективны как при бурении вертикальных, наклонно-направленных, так и горизонтальных стволов поскольку способны обеспечивать минимальные значения показателя фильтрации, стабильно поддерживать необходимые параметры структурно-механических и реологических свойств.
Повышение устойчивости ствола в большой мере определяется уровнем гидратации глинистых частиц, определяемой активностью водных фаз. Если активность воды бурового раствора равна активности воды в естественной глинистой породе, то набухания практически не будет. Активность воды в глинистой фазе определяется по изотермам адсорбции для данной породы и при соответствующем содержании воды, регулируется активность воды путем добавления хлоридов натрия, калия или кальция.
Однако, как показывает промысловая практика, совсем не обязательно, чтобы активность воды бурового раствора соответствовала и ни в коем случае не была ниже активности воды в глинистом сланце. Установлено, что устойчивость ствола не нарушится, если вода из глинистых пород осмотически переходит в буровой раствор из-за избытка солей в последнем или путем термодиффузии при разнице температур в скважине и пласте. Сохранение устойчивости достигается созданием столбом промывочной жидкости давления, равного или не превышающего порового капиллярного давления. Активность воды в различных насыщенных солевых растворах представлена в табл. 3.1. В глинистой породе активность воды определяется по давлению набухания глины, которое определяется из выражения:
Ps = - RT/V х LnP/Po, (3.1) где Ps - давление набухания;
Т - абсолютная температура;
V - парциальный мольный объем воды;
R - газовая постоянная; Р/Р0 - относительное давление паров воды, находящейся в равновесии с водой в глинистом сланце (это давление примерно равно активности воды в сланце).
Таким образом, парциальное давление набухания уплотненного глинистого сланца, содержание воды в котором известно, можно заранее определить по изотермам адсорбции или десорбции этого сланца. Следовательно, исследовав образцы горных пород, можно определить необходимую концентрацию солей в составе бурового раствора. В данном случае соли выступают не только в роли регуляторов ингибирующего действия, но и регуляторов плотности бурового раствора. Поэтому необходимо какое-то компромиссное решение, которое бы не сказывалось негативно на технологии проводки скважины. Оптимальное содержание катионов кальция, при котором достигается эффективное ингибирование 2500.. .3000 мг/л и катионов калия 50.. .70 мг/л. Для снижения показателя фильтрации необходимо использовать полисахариды или другие органические реагенты-понизители фильтрации, которые могут противостоять жесткой хлоркальциевой агрессии.
Оптимизация составов буровых растворов проводилась на основе многофакторных экспериментов по ортогональному латинскому кубу. Это позволяет, при большом числе входных факторов и минимальном числе опытов получить достаточную информацию о взаимосвязях между составами и показателями свойств различных рецептур растворов. Количество входных параметров - пять, которые изменяются на пяти уровнях. Были поставлены 125 экспериментов. Входными параметрами были:
X! - содержание структурообразующего полимерного реагента;
Х2 - содержание полимерного реагента-понизителя фильтрации;
Х3 - концентрация щелочи для поддержания необходимого показателя рН раствора;
Х4 - концентрация соли, поставщика катионов кальция;
Х5 - концентрация пеногасящего и смазочного компонента.
Выходные параметры - показатели свойств бурового раствора. Приведенные в нормальный вид результаты экспериментальных исследований представлены в табл. 3.2.
Отклонение экспериментальных значений выходных параметров от значений, которые получены из уравнений, приведенных выше, проверены по критерию Фишера с уровнем вероятности 0,9.
По коэффициентам приведенных выше уравнений регрессии можно судить о влиянии концентрации КМЦ - Х], КССБ-4 - х2, КОН - х3, СаС12 -х4, смазочной добавки - х5 на изучаемые выходные параметры. Определены диапазоны изменения концентрации химических реагентов, которые обеспечивали бы заданные параметры промывочной жидкости
Эффективность ингибиторов ионного типа может быть улучшена применением ПАВ. Однако, ПАВ по своему воздействию на параметры бурового раствора многофункциональны. Поэтому нами была решена задача подбора ПАВ, которые кроме усиления ингибирующего эффекта, оказали бы общее облагораживающее воздействие на качество бурового раствора. При подборе первым и определяющим признаком применимости ПАВ в буровой технологии была принята экологическая и промышленная безопасность их. Указанному признаку в наибольшей степени отвечают соединения класса спиртов. Другими критериями отбора ПАВ были высокий уровень поверхностной активности, противоизносных, смазочных и антикоррозионных свойств, совместимость с различными буровыми растворами.
Исследования, выполненные с учетом указанных выше требований к ПАВ, позволили нам рекомендовать для бурения скважин на месторождении Варандей-море реагенты класса спиртов Т-80 (Т-92) и технические полигли-коли (ТПГ).
Реагенты типа Т-80, представляют собой смеси моно- и полиатомных спиртов и их эфиров, относятся к классу 1,3 диоксанов, характерной чертой которых является устойчивость в агрессивных средах и многофункциональность проявления свойств [126].
Реагенты Т-80, Т-92 являются побочными продуктами производства изопренового каучука, хорошо совместимы с буровыми растворами, малотоксичны, биоразлагаемы.
Ингибирующие свойства промывочных растворов в лабораторных условиях оценивались нами по влиянию их на набухание бентонитовой глины.
В таблице 3.3 приведены результаты опытов по набуханию бентонита в среде полимерглинистого раствора, полимеркалиевого глинистого раствора, инвертной эмульсии, 20% -го водного раствора хлористого кальция без добавки и с добавкой Т-80. Из приведенных результатов опытов следует, что в среде полимерглинистого раствора скорость набухания относительно низкая, однако длительность процесса набухания составляет несколько суток.
Исследование реагентов комплексного действия на основе спиртов
Перспективность спиртов, реагентов на их основе для буровой технологии и для нефтегазодобычи в целом связана с высокой водовытесняющей и водопоглотительной способностью, поверхностноактивными свойствами, гидрофобизирующей и антикоррозионной активностью и др. Важной особенностью спиртов является их экологическая безопасность, высокая биоразлагаемость.
Наличие в структуре молекул углеводородных соединений гидроксильной группы повышает их поляризуемость, адсорбционную активность по отношению к металлам и горным породам. Например, существенный вклад в стабилизирующее действие известного бурового реагента КМЦ вносят спиртовые группы ангидроглюкозидного звена [71].
Целью наших исследований является обоснованный выбор и применение реагентов, способных одновременно улучшать качество вскрытия продуктивных пластов и предупреждать коррозию, особенно сероводородную, при бурении скважин. Поступление сероводорода в глинистые растворы приводит к быстрой дестабилизации их, снижению износостойкости долот, при этом появляется опасность тяжелых аварий с бурильным инструментом, потеря герметичности обсадных колонн и т.д.
Выше нами уже отмечалась некоторая общность механизмов улучшения качества вскрытия продуктивных пластов и подавления коррозионной активности сред. В связи с поставленной в данном разделе задачей, разрабатываемый химический реагент должен обладать способностью разрушать водные граничные слои на стенках пор продуктивного пласта, гидрофобизировать поверхности пор, уменьшать межфазное натяжение в системе «фильтрат промывочного раствора -пластовая нефть», не образовывать нерастворимых осадков в результате взаимодействия с пластовыми флюидами, не способствовать образованию закупоривающих продуктивный пласт эмульсий и обеспечивать ускоренное разрушение пород продуктивного пласта в процессе его вскрытия бурением. Водовытесняющая и экранирующая способности реагента должны быть достаточны для подавления коррозии металлических поверхностей в среде бурового раствора, для снижения интенсивности коррозионно-механического изнашивания долотных материалов, а продукты взаимодействия реагента с сероводородом не должны закупоривать продуктивные пласты.
В подобной постановке задача, очевидно, должна решаться с реализации требования к реагенту по защите инструментов от износа и сероводородной коррозии.
Так же, как и СЖК, высшие спирты применяют в основном не индивидуально, а как сырье для получения различных ПАВ, реагентов или в виде составляющих композиций различных промышленных продуктов. Представляют интерес смеси высших технических спиртов как облагораживающие добавки к буровым промывочным растворам. Например, в буровой технологии неплохо себя зарекомендовали синтетические высшие жирные спирты как пеногасители промывочных растворов [ 71 ].
Выполненные нами исследования показали, что смеси технических спиртов улучшают триботехнические свойства промывочных жидкостей. В таблице 4.9 приведены относительные показатели (по отношению к соответствующим показателям при промывке водой без добавок) скорости изнашивания долотной стали и коэффициента трения пары «сталь-сталь» при различной концентрации реагентов в воде.
Из таблицы 4.9 видно, что смеси технических спиртов по триботехническим свойствам вполне конкурентноспособны с ПАВ сульфонолом и шкопау.
Выполненные нами и другими исследователями научные работы в области создания реагентов многофункционального действия показали [ 72,133 ], что применительно к буровой технологии и изложенным выше требованиям в наибольшей степени соответствуют смеси гетероциклических диоксановых и линейных многоатомных спиртов.
В промышленных, доступных объемах диоксановые спирты содержатся в побочных продуктах производства изопренового каучука в виде оксалей Т-66, Т-80, Т-92 и др. Эти продукты хорошо совместимы с распространенными промывочными жидкостями, проявляют пеногасящие, антикоррозионные, противоизносные и, как показали наши исследования, ингибирующие и гидрофобизирующие свойства по отношению к глинистым горным породам, что очень важно для повышения устойчивости терригенных пород и улучшения качества вскрытия продуктивных пластов. Перспективные для бурения скважин многоатомные спирты в виде гликолей и глицеринов содержатся в промышленных объемах в технических полигликолях и полиглицеринах (ТПГ), представляющих собой побочные продукты основных производств. Некоторые из них, в частности триэтаноламин, предупреждают загущение глинистым шламом бурового раствора на водной основе.
Ранее нами была показана способность реагентов Т-92 и ТПГ к проявлению поверхностно-активных свойств на границе вода-воздух и вода-углеводородная жидкость, что подтверждает их полезность для борьбы с неустойчивостью горных пород и для улучшения качества вскрытия продуктивных пластов.
Активно взаимодействуют эти реагенты и с поверхностью металла благодаря способности к водовытеснению и проявлению электронодонорных свойств. В таблице 4.10 приведены результаты измерения контактной разности потенциалов для долотной стали после смачивания ее поверхности водными растворами различных реагентов. Здесь и в последующих опытах использовалась сероводородная вода, которую получали растворением в технической (водопроводной) воде газообразного сероводорода по методике, изложенной в РД 39-3-511-81. Концентрация сероводорода поддерживалась на уровне 190 мг/л воды.
В сравнительном анализе эффективности различных реагентов использовались достаточно широко применяемые в буровой технологии ПАВ сульфонол НП-4, контакт черный нейтрализованный рафинированный (КЧНР), смазочная добавка СМАД-1, ингибитор коррозии ИКБ-4В.
Из таблицы 4.10 видно, что реагенты Т-92 и ТПГ проявляют электронодонорные пластифицирующие свойства, причем фактически сохраняют их и при поступлении в воду сероводорода. Поглотительная способность многоатомных спиртов типа ТПГ по отношению к сероводороду показана в также [58 ].
Пластифицирующее действие спиртов подтверждается в определенной степени и изменением микротвердости тонких поверхностных слоев долотной стали под воздействием водных растворов реагентов. В таблице 4.11 приведены результаты измерения на приборе ПМТ-3 микротвердости поверхностного слоя долотной стали 20ХНЗА толщиной 0,5 мкм после смачивания поверхности стали водой с различными добавками.
Применение облегченных безусадочных цементов при проводке скважин
Для цементирования скважин были использованы: стандартный там-понажный портландцемент в интервале 400-630 м для 244,5 мм кондуктора, в интервале 900... 1170 м для 168 мм обсадной колонны, и облегченный там-понажный цемент в интервале 0.. .400 м для кондуктора и в интервале 0.. .900 м для эксплуатационной колонны.
Стандартный портландцемент марки ГЩТ-1-50 Новотроицкого завода и первая партия облегченного тампонажного цемента марки ПЦТ-5об-50 в количестве 120 т была изготовлена на Жигулевском комбинате строительных материалов, а вторая партия в количестве 100 т на Новотроицком цементном заводе.
Технологические параметры обеих партий цемента приведены в табл.6.1.
Для цементирования верхних интервалов кондуктора и эксплуатационной колонны была использована партия №1. Результаты анализа облегченного цемента при температурах 8 и 15 С. приведены в табл.6.2.
Для регулирования сроков схватывания и твердения облегченного раствора в состав смеси вводили СаС12 до 5%, кальцинированную соду Na2C03 в количестве 5%, а для снижения водоотдачи и улучшения седиментацион-ной устойчивости в воду затворения вводили ГКЖ-10. Цементирование производилось по обычно принятой на морских установках технологии.
Результаты замера технологических параметров тампонажного раствора, отобранного в процессе цементирования, были следующие: величина рас-текаемости 220-230 мм, плотность колеблется в пределах 1500-1520 кг/м , сроки схватывания: начало 6-15 ч-мин, конец 8-30 ч-мин. Прочность на изгиб через двое суток при температуре 15 С равна 0,9-1,1 МПа.
Технологические параметры цемента ПЦТ-1-50 и ПЦТ-5об-50, использованных для цементирования технических и эксплуатационных колонн, приведены в табл. 6.2. Образцы отобраны в процессе цементирования
Цементирование прошло без осложнений. Выбранный зазор между колонной и стенками скважины обеспечил снижение гидравлических потерь и поднятие цементного раствора за колонной на турбулентном режиме, а также создание герметичного цементного кольца в заколонном пространстве. По данным АКЦ качество цементирования хорошее. Цементный раствор поднять на устье. Хорошее и удовлетворительное сцепление цементного кольца с породой и колонной составляет 80% интервала подъема цементного раствора. Заколонных газопроявлений не замечено.
Скважина закончена испытанием. Получен приток газа с производительностью 800000 м3/сут. В настоящее время скважина находится в консервации.
Таким образом, разработаны: конструкция скважин, составы, технология получения и применения облегченных тампонажных материалов. Показаны хорошие результаты в создании надежно герметичного заколонного пространства газовых скважин.
