Промысловое оборудование для приготовления тампонажных смесей реферат

Обновлено: 04.07.2024

Тампонажные материалы. Это такие материалы, которые при затворении водой образуют суспензии, способные затем превратиться в твердый непроницаемый камень.

В зависимости от вида вяжущего материала Тампонажные материалы делятся на: 1) тампонажный цемент на основе портландцемента; 2) тампонажный цемент на основе доменных шлаков; 3) тампонажный цемент на основе известково-песчаных смесей; 4) прочие тампонажные цементы (белиловые и др.).

При цементировании скважин применяют только два первых вида - тампонажные цементы на основе портландцемента и доменных шлаков.

К цементным растворам предъявляют следующие основные требования:

подвижность раствора должна быть такой, чтобы его можно было закачивать в скважину насосами, и она должна сохраняться от момента приготовления раствора (затворения) до окончания процесса продавливания;

В зависимости от добавок тампонажные цементы и их растворы подразделяют на песчаные, волокнистые, гельцементные, пуццолановые, сульфатостойкие, расширяющиеся, облегченные с низким показателем фильтрации, водоэмульсионные, нефте-цементные и др.

В настоящее время номенклатура тампонажных цементов на основе портландцемента и шлака содержит:

2) облегченные цементы для получения растворов плотностью 1,4 - 1,6 г/см3 на базе тампонажных портландцементов, а также на основе шлакопесчаной смеси (до температур 90 - 1400С), в качестве облегчающих добавок используют глино-порошки или молотые пемзу, трепел, опоку и др.;

4) термостойкие шлакопесчаные цементы для скважин с температурой 90 - 140 и 140 - 1800С;

5) низкогигроскопические тампонажные цементы, предназначенные для длительного хранения.

Регулируют свойства цементных растворов изменением водоцементного отношения (В:Ц), а также добавлением различных химических реагентов, ускоряющих или замедляющих сроки схватывания и твердения, снижающих вязкость и показатель фильтрации.

В практике бурения в большинстве случаев применяют цементный раствор с В:Ц = 0,4 - 0,5. Нижний предел В:Ц ограничивается текучестью цементного раствора, верхний предел - снижением прочности цементного камня и удлинением срока схватывания.

К ускорителям относятся хлористые кальций, калий и натрий; жидкое стекло (силикаты натрия и калия); кальцинированная сода; хлористый алюминий. Эти реагенты обеспечивают схватывание цементного раствора при отрицательных температурах и ускоряют схватывание при низких температурах (до 40 °С).

Замедляют схватывание цементного раствора также химические реагенты, такие как гидролизованный полиакрилонитрил, карбоксиметилцеллюлоза, полиакриламид, сульфит-спиртовая барда, конденсированная сульфит-спиртовая барда, нитролигнин. Перечисленные реагенты оказывают комбинированное действие. Все они понижают фильтрацию и одновременно могут увеличивать или уменьшать подвижность цементного раствора.

Для приготовления цементного раствора химические реагенты растворяют предварительно в жидкости затворения (вода). Утяжеляющие, облегчающие и повышающие температуростойкость добавки смешивают с вяжущим веществом в процессе производства (специальные цементы) или перед применением в условиях бурового предприятия (сухие цементные смеси).

В процессе бурения применяются специальные растворы для вымывания шлама и продуктов разработки местной породы. Эта операция необходима для повышения эффективности механического воздействия буровой установки и расчистки забоя. Вымывание производится с помощью тампонажных растворов, которые готовятся по специальным технологиям.

Назначение буровых смесей

Циркуляция воды в скважине способствует прочистке отверстия, чем помогает бурительному и заделочному процессам. При условии, что используется активный состав с дополнительными эксплуатационными свойствами, можно рассчитывать на целый ряд других эффектов, среди которых следующие:

Образование фильтрационной корки на стенах открытого ствола. В результате укрепляются неустойчивые отложения, глинистые породы и сыпучие пласты.
Создается противодействие поровому давлению.
На забойную силовую установку и долото транслируется дополнительная гидравлическая энергия.
Буровые и тампонажные растворы транспортируют разработанную породу и после завершения циркуляции удерживают эту массу во взвешенном состоянии.
Предотвращаются риски возникновения осложнений, дифференциальных прихватов, нефтегазопроявления и поглощения скважины.
Предупреждаются обвалы и осыпи.
Оказывается смазывающее воздействие на буровое оборудование.
Обеспечиваются охлаждение и смазка инструмента.

Основа для состава тампонажной смеси

Для создания буровых растворов применяются пластические и тонкодисперсные глины с минимальными включениями песка, которые вместе с водой могут образовывать вязкую суспензию с длительным периодом оседания. При разработке газовых и нефтяных скважин специалисты рекомендуют использовать щелочные виды монтмориллонитовых глин, а также глинопорошки. Кроме того, в состав тампонажного раствора входит техническая вода, гидрогели и солевые компоненты. Современные смеси включают инвертную эмульсию, известково-битумные основы и полимерные компоненты. Соотношения между ингредиентами и конкретный их набор зависит от эффекта, который необходимо достичь, и условий применения раствора. В любом случае к нежелательным компонентам относятся примеси наподобие гипса и растворимых минералов, которые понижают стабильность вязкого глинистого сырья.

Правила создания раствора

Приготовление тампонажных смесей производится с помощью цементосмесительных агрегатов в соответствии с регламентированными режимами. В зависимости от поставленных задач и применяемого сырья в схему приготовления могут вводиться разные технологические решения. К примеру, если используется лежалый цемент, то необходимо предусмотреть его активацию. Сухая смесь в емкость подается при стабильной работе водоподающего насоса. Совмещение жидкости и сухих компонентов должно производиться в условиях поддержания давления на уровне 12-15 МПа. Это оптимальная среда для приготовления тампонажных растворов с точки зрения затворения и схватывания структуры. Далее необходимо выждать период стабилизации смеси, для которой предусматривается специальный режим в цементосмесительной машине.

Свойства тампонажных смесей

Технико-эксплуатационные свойства буровых смесей определяются подобранной рецептурой и на практике применения определяют качества взаимодействия с материалами пластов скважины. Учитываются следующие свойства тампонажного раствора:

Водоотдача. В условиях перепадов давления происходит процесс водоотделения от активной фазы раствора. В зависимости от параметров ствола скважины показатель скорости водоотдачи может быть разным, корректируется индивидуально. Например, если планируется укрепление конструкции, то водоотдача раствора должна быть близка к нулю.
Седиментационная стойкость. Процесс отделения воды от раствора, при котором цементная масса движется вниз, а жидкость – вверх.
Загустевание. Определяется множеством факторов, среди которых степень помола компонентов раствора и наличие материалов, повышающих вязкость. На стимуляцию этого свойства влияет увеличение доли воды, а на понижение – стороннее тепловое воздействие.
Схватывание. Как правило, технологи стремятся повышать это качество до максимума в конкретных условиях. Для этого используется наращивание температуры с давлением, а также изоляция ствола в условиях повышенной влаги.

Модификация свойств буровой смеси

Корректировка тех или иных качеств не всегда возможна обычными средствами и материалами, поэтому целесообразнее использовать специальные присадки и добавки, которые эффективно и точечно изменяют нужные свойства. В их числе отмечаются следующие модификаторы:

Карбонат натрия. Используется для сокращения времени схватывания. С помощью данного ускорителя получают быстросхватывающиеся растворы, пригодные для использования при температурах до 55-65 °С.
Бентонит. Увеличивает показатель начальной подвижности промывочного раствора, оптимизируя мероприятия по его закачке. Этот модификатор рекомендуется использовать применительно к тампонажным растворам, плотность которых варьируется от 1,5 до 2,2 г/см 3 .
Гипсоцементные суспензии. Улучают способность раствора к водоотдаче. Основа становится более стойкой к растворению в воде. Для промывочных составов использование суспензий бессмысленно, однако в целях укрепления ствола – вполне допустимо.
Цементно-смолистые добавки. Разновидность пластификатора с эпоксидными смолами, которые применяются для промывки скважин с осложнениями водоносных пластов.

Виды растворов для бурения

В практике применения обычно выделяют следующие виды тампонажных смесей:

Буровой лигнитовый. Раствор на щелочной основе, который модифицируется лигнитами.
Известково-битумный раствор. В качестве основы используются нефтепродукты – комбинация дисперсионной среды из нефти или дизельного топлива, а также битума и оксида кальция в качестве дисперсной фазы.
Облегченная смесь для промывки. Представляет собой уменьшенный в массе тампонажный раствор с минимальными показателями плотности. Используется при разработке скважин с низким давлением пластов.
Полимерный раствор. В основе состава находится вода, содержащая высокомолекулярные линейные полимеры. Обычно используется в процессах бурения крепких пород.

Проверка на соответствие ГОСТу

Согласно ГОСТу 26798.1-96, параметры буровых растворов определяются без учета возможных воздействий, которые могут иметь место в процессе эксплуатации материала в реальных условиях с подключением обсадных колонн. На соответствие нормативам проверяется время загустевания смеси, плотность и вязкость. При этом для разных составов и технические показатели, и перечень критериев оценки могут меняться. Так, для определения свойств расширения и прочности в случае с тампонажным цементным раствором используется ГОСТ 1581-96, требующий, чтобы испытания проводились при температуре окружающей среды порядка +30 °С. В процессе затвердевания смесей цементного камня в ограниченном объеме показатели прочности могут быть выше, чем при использовании аналогичной по составу массы при заполнении скважины. И, напротив, проницаемость раствора понижается.

Технология применения тампонажной смеси

Для использования буровых растворов используется специальное оборудование, обеспечивающее техническую возможность операций циркуляции. В процессе применение тампонажные растворы совершают следующий технологический цикл:

Состав замешивается и хранится в специальной емкости.
Насосное оборудование через колонну бурильного трубопровода начинает перекачку раствора из емкости в скважину.
По трубам смесь направляется к забою скважинного ствола, где долото бурильной установки разрабатывает очередной слой породы.
Раствор возвращается на поверхность, неся с собой частицы породы, отделенные долотом.
По затрубу масса поднимается вверх, проходя между бурильной трубой и стенами скважины.
На поверхности выполняется операция фильтрации и очистки раствора от шлама. Для этого применяют вибрационное сито.

Заключение

Тампонажные смеси являются необходимым расходным материалом при разработке и обустройстве скважин. Однако неправильное их использование вместе с положительными эффектами может повлечь и негативные последствия. В частности, ошибки при изготовлении тампонажного раствора в дальнейшем могут обернуться обвалами породы и даже повреждением бурового оборудования. Поэтому изначально составляется проект промывки, состав которой тщательно рассчитывается. В целом же необходимо определить, каким будет объем сухих компонентов, воды, общее количество смеси, характеристики цементировочных агрегатов и т. д.

Выполнил студент группы:

Дата выдачи задания на курсовой проект:

Дата защиты курсового проекта:

Оценка за курсовой проект:

Химико-минералогический состав. По химическому составу тампонажные цементы практически не отличаются от портландцемента, вследствие чего минералогический состав клинкира тампонажного цемента на разных заводах колеблется в значительных пределах.

Клинкеры тампонажного цемента для холодных скважин характеризуются:

а) повышенным содержанием трехкальциевого алюмината (до 12-13%) при содержании алита около 50%, что обеспечивает требуемую скорость схватывания и повышенную прочность цемента в ранние сроки твердения;

б) повышенным содержанием трехкальциевого силиката (57-60%) при пониженном содержании С3А (4-7%). При таком клинкере, если он достаточно тонко измельчен, также обеспечивается требуемая скорость схватывания и высокая активность цемента в ранние сроки твердения.

Для горячих скважин, чтобы замедлить сроки схватывания и сохранить требуемую текучесть цементного раствора, применяют цемент с низким содержанием С3А. При производстве клинкера тампонажного портландцемента применяют те же сырьевые компоненты, что и для обычного портландцемента.

Процессы твердения и гидротации тампонажного цемента ускоряются с повышением температур в скважине. Одновременно прочность цемента повышается, а время начала схватывания сокращается.

Тампонажный цемент, затворенный 50% воды, способен давать подвижную массу (пульпу), которую можно накачивать в скважины насосами. Необходимо, чтобы затвердевший цементный камень из такой разбавленной пульпы обладал высокой начальной прочностью. Для регулирования сроков схватывания к цементу добавляют гипс, оптимальную дозировку которого на заводах подбирают в зависимости от минералогического состава клинкера и тонкости помола цемента. Добавка гипса в расчете на SО 3 не должна быть более 3,5%.

Сроки схватывания цементного шлама с 50% воды должны быть следующими: для холодных скважин – начало схватывания не ранее 3-х часов и не позднее 7 часов 30 минут после затворения, а конец – не позднее 3 часов после начала схватывания;

Для горячих скважин – начало схватывания не ранее 1 часа 45 минут и не позднее 2 часов 45 минут после затворения, а конец – не позднее 1 часа 30 минут после начала схватывания.

Предел прочности при изгибе образцов в возрасте двух суток должен составлять: для холодных скважин при температуре затворения 22 ±2 градуса – не менее 27кГ/см 2 ; для горячих скважин при температуре затворения 75 ±3 градуса – не менее 62кГ/см 2 . Тонкость помола цемента должна быть такой, чтобы при просеивании через сито № 008 проходило не менее 25% от веса пробы. Степень тонкости помола устанавливают на заводах в зависимости от получаемых показателей растекаемости пульпы, сроков схватывании и прочности на изгиб в двухсуточном возрасте (что определяется по ГОСТ 1581-42).

Растекаемость цементного раствора с 50% воды должна быть не менее 16 см по стандартному конусу АзНИИ. Цемент должен обнаруживать равномерность изменений объема при испытаниях по методике, установленной для портландцемента. Тампонажный цемент можно применять и как обычный портландцемент для общестроительных работ, за исключением гидротехнических сооружений, после определения его марки по ГОСТ 970-61.

В зависимости от глубины скважин меняются температурные условия, при которых ведется тампонирование. Вне глубоких, так называемых холодных скважинах температура не превышает 40 градусов. В глубоких (до 2,5 тыс.метров), или горячих скважинах, тампонировать приходится при более высокой температуре – до 90 градусов, а в сверхглубоких (до 4000 метров и более) – при температуре 100 градусов выше. Столь различные условия тампонирования обуславливают необходимость применения различных цементов, специальные виды тампонажных цементов, изготовленные с учетом специфических условий бурения, обусловленных глубиной скважин и геологическими особенностями месторождений.

Солестойкие тампонажные портландцементы. Проблема повышения стойкости тампонажных цементов для службы в минерализованных пластовых водах наших нефтяных месторождений усложнялась тем, что воды эти содержат различное количество солей, сульфатов, хлоридов, сероводорода и др. и в подавляющей своей части вызывают коррозию, особенно, когда они начинают действовать на цемент в начале его твердения. Кроме того, невозможность извлечения и исследования цементного камня из скважин не позволила всесторонне изучать эти виды коррозии.При изучении влияния добавок в цементе на его солестойкость (С. М. Рояк и З.'Л. Данюшевская) было показано, что тонкоизмельченный кварцевый песок при 348 К гидравлически активен и химически связывает в течение месяца (при определении по стандартной методике) гидроксид кальция в количестве до 160 мг СаО на 1 г песка. Это Свидетельствует о положительном его влиянии на цемент, так как повышается его солестой-кость. Было установлено также, что низкоалюминатные тампонажные цементы, содержащие обычно около 55% C3S, будут иметь удовлетворительную стойкость при твердении в минерализованных пластовых водах, если вводить в их состав при помоле 20—35% кварцевого песка. Солестойкими также будут шлакопортландце-мент с 35—50% шлака с пониженным количеством СзА в клинкере и А1203 в шлаке, а также содержащий не более 20% активной минеральной добавки.

Низкогигроскопичный тампонажный портландцемент. Низкогигроскопичный тампонажный портландцемент является разновидностью тампонажного портландцемента и характеризуется тем, что не теряет прочности при длительном хранении. Такой портландцемент получают путем совместного измельчения клинкера, гипса и 0,025—0,05 поверхностно-активной добавки триэтаноламина. В остальном он не отличается от тампонажного портландцемента и удовлетворяет требованиям, предъявляемым к ним ГОСТом.

Белитокремнеземистый цемент. Белитокремнеземистый цемент (БКЦ) предназначен для цементирования высокотемпературных нефтяных и газовых скважин. Он разработан в НИИЦемен-те С. М. Рояком и А. М. Дмитриевым. Ими было установлено, что для получения прочного, газонепроницаемого и устойчивого цементного камня необходимо, чтобы он содержал преимущественно низкоосновные гидросиликаты кальция серии CSH(B) [44]. Качественный цемент для этих условий на основе портландцемептпого клинкера получить нельзя. БКЦ — безобжиговое гидравлическое вяжущее, получаемое путем совместного тонкого измельчения высушенного белитового компонента и кварцевого песка пли тщательным смешиванием тех же материалов, измельченных раздельно. Белнтовый компонент является отходом, получаемым при производстве глинозема из нефелиновых пород. Он должен содержать не менее 80% (3-C2S. В составе белитового компонента может быть не более 2,5% щелочей, количество ангидрида серной кислоты не должно превышать 0,5%. Состав цемента в зависимости от температуры в скважине может изменяться: содержание белитового компонента колеблется от 30 до 70%, а кварцевого песка соответственно от 70 до 30%. Можно вводить в цемент добавку измельченной бентонитовой глины. Тонкость помола цемента характеризуется удельной поверхностью 3500—5500 см2/г. При раздельном помоле кварцевого песка и белитового компонента удельная поверхность в зависимости от их соотношения в цементе должна составлять:

белитового компонента . 3000—5000 см2/'г

кварцевого песка. 2000—3000 см2/г

Растекаемость цементного теста с определенным количеством пресной воды, измеряемая с помощью прибора-конуса, должна быть не менее 180 мм. Сроки схватывания цементного теста должны составлять: начало — не ранее 1 ч 45 мин, конец — не позднее 10 ч. Для ускорения схватывания БКЦ при цементировании скважин в интервале температур 363—403 К в цементный раствор вводят кальцинированную соду (ориентировочно 1—5%), количество которой уточняют пробными затворениями на месте применения. Если необходимо замедлить схватывание, то это может быть достигнуто введением с водой затворення добавки мо-нохромата натрия, количество которого уточняется пробными затворениями на месте применения. БКЦ производится на Чернореченском цементном заводе с применением нефелинового высушенного шлама Ачинского комбината.

Утяжеленный тампонажный портландцемент. Проводка скважин в сложных условиях при высоких пластовых давлениях осуществляется с помощью так называемых утяжеленных глинистых растворов. Плотность этих растворов достигает 2,0—2,25 г/см3. Для доброкачественного цементирования в таких условиях необходимо, чтобы плотность цементного раствора, применяемого для производства тампонажных работ, превышала плотность глинистого раствора, применявшегося при бурении скважины на 0,25—0,30 кг/м3. Цементные растворы с такой плотностью используют для того, чтобы обеспечить более полное вытеснение из затрубного пространства тяжелого глинистого раствора. Достаточная полнота и хорошее качество цементирования обеспечивают надежное крепление и изоляцию скважины от прорыва пластовых вод или других осложнений, В этих условиях рекомендуется использовать утяжеленный тампонажный портландцемент, получаемый путем совместного тонкого измельчения 50—60% цементного клинкера с добавкой гипса и не более 70% утяжеляющей добавки — железной руды в виде магнетита, гематита, тяжелого шпата со средней плотностью не менее 3,5 кг/м3. Возможно предварительное измельчение компонентов с последующим их смешиванием. Испытывают этот цемент с определенным количеством воды при стандартной растекаемости цементного теста. Предел прочности такого цемента при изгибе через 2 сут не менее 1,0 МПа для холодных и 2,0 МПа для горячих скважин.

Расширяющийся тампонажный цемент. Расширяющийся тампонажный цемент для цементирования газовых скважин. При бурении, а также в процессе эксплуатации газовых скважин наблюдаются иногда затрубные прорывы газа, часто вызывающие образование открытых газовых фонтанов. Считают, что прорывы газа происходят через зазоры, образующиеся преимущественно на контакте цементного камня с обсадными трубами и стенками скважины в результате усадочных явлений, присущих портландцементным растворам. Для предупреждения усадки и ликвидации газопроницаемости цементного камня С. И. Данюшевским и Р. И. Лиогонькой предложено применять при цементировании газовых скважин расширяющийся портландцемент, разработанный в Гипроцементе. Этот цемент получают путем применения в качестве расширяющегося компонента в цементе добавки до 15% активного (каустического) оксида магния, гидратация которого вызывает заметное увеличение объема цементного камня. В зависимости от дозировки оксида магния и тонкости помола цемент при твердении может расшириться до 0,1—2,0%. Большое значение имеет технология измельчения расширяющегося цемента, которое может осуществляться путем совместного или раздельного помола клинкера и оксида магния. При изготовлении цемента для цементированных холодных скважин может быть использован клинкер обыкновенного тампонажного цемента, а клинкер для цементирования горячих скважин должен содержать не более 6% трехкальцневого алюмината. Расширяющиеся тампонажные цементы характеризуются меньшими водоотделением, тепловыделением, контракцией и газопроницаемостью при несколько повышенной стойкости в агрессивных средах. Эти цементы успешно применяли для цементирования более десятка различных газовых и нефтяных скважин.

Портландцемент с воздухововлекающими добавками. Предложен портландцемент с воздухововлекающими добавками, из которого получается менее хрупкий затвердевший раствор. Воздухоудерживающий цемент обладает также повышенной текучестью и лучше спеп-ляется с породой. Во время схватывания цементного раствора из-за повышения его температуры происходит расширение и увеличение объема вовлеченного воздуха, что приводит к вдавливанию раствора в поры породы. Разработан также состав цементов для цементирования нефтяных скважин в солевых отложениях.

Лекции

Лабораторные

Справочники

Эссе

Вопросы

Стандарты

Программы

Дипломные

Курсовые

Помогалки

Графические

Доступные файлы (1):

n1.docx

Процесс промывки при современных глубинах и достигнутом уровне техники и технологии бурения является одним из важнейших в общем цикле строительства скважин. Технология промывки и качество буровых растворов оказывают существенное, порой и решающее влияние на эффективность разрушения горных пород долотом, характер и интенсивность проявления различного рода осложнений аварий. Многолетний опыт бурения показывает, что основным профилактическим средством предотвращения поглощений, прихватов инструмента и приборов, от осыпей и обвалов, нефтегазоводо проявлений в скважинах является соответствующий выбор состава и свойства бурового раствора, режима промывки.

К буровым раствором предъявляют ряд требований, обусловливающих как их качество, так и функциональное назначение.

Буровой раствор должен выполнять следующие основные функции:

1) быть экологически безопасным, устойчивый к воздействию электролитов, кислых газов, высокой температуры и давлению; иметь стабильные во времени свойства; противостоять переходу выбуренной породы (растворение, диспергирование) в его состав;

2) предупреждать осложнения в необсаженном стволе скважины;

3) обеспечивать качественное вскрытие продуктивных пластов;

4) создавать благоприятные условия для разрушения забоя долотом;

5) выносить шлам на поверхность, легко освобождаясь от него на очистных устройствах;

6) передавать гидравлическую мощность забойным двигателям;

7) обеспечивать возможность проведения геофизических исследований;

8) облегчать спуско-подъемные операции.
1. Исходные данные для выполнения курсовой работы

1.1 Стратиграфия и литология

Литология и стратиграфия представлены в таблице 1

1.2 Водонефтегазоносность, пластовые давления и температуры

Водонефтегазоносность, пластовые температуры и давления по разрезу скважины представлены в таблицах 2 - 5. При разработке рецептур и способа обработки БР необходимо учесть, возможное влияние минерализованных пластовых вод. Также необходимо обеспечить качественное разобщение верхних пресноводных горизонтов во избежание их осолонения.

1.3 Возможные осложнения по разрезу скважины

Осложнения в основном вызваны нефтегазоводопроявлениями, прихватами осыпями, обвалами, поглощениями и сужением ствола скважины.

Возможные осложнения по разрезу скважины представлены в таблицах 6 – 9. Из приведенных таблиц видно, что с целью предотвращения данных осложнений необходимо контролировать параметры БР и соблюдать технологию бурения.

Таблица 1-Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины

Таблица 4 - Нефтегазоводоностность

Таблица 5 -Прихватоопасные зоны

Таблица 6-Поглощение бурового раствора

Таблица 7 -Осыпи и обвалы стенок скважины

Таблица 8 -Прочие возможные осложнения

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал по стволу, м		Вид проявляемого флюида	Длина ствола газа при ликвидации газопроявления, м	Плотность смеси при проявлении, г/см 3	Условия возникновения
	от (верх)	до (низ)
К₂-К₁	1150	1950	Вода	-	-	Пренебрежение к постоянному доливу жидкости в скважину во время подъема инструмента
К₁ (АС10-12)	2250	2880	Нефть	-	0,866

1 – плотность смеси равна плотности нефти в пластовых условиях
1.4. Обоснование комплекса геофизических иccледований в скважине

С целью всестороннего освещения разреза (выделение пластов -коллекторов и покрышек, определение нефтеносных пластов и их коллекторских свойств, кавернозности и других параметров) в скважинах производится комплекс геофизических исследований. Необходимый перечень геофизических исследований представлен в таблице 10.

Стандартный каротаж и ПС применяются для литологического расчленения разреза скважины, выделения коллекторов и оценки их пористости, определения минерализации пластовой воды.

Микробоковой каротаж - для выделения коллекторов, точности определения границ пластов, оценки удельного сопротивления раствора.

Боковой каротаж применяется для детального расчленения разреза скважины, определения пористости и проницаемости пород.

Кавернометрия - используется для определения истинного диаметра скважины, определения затрубного пространства, определения участков пакерования.

Инклинометрия - служит для определения направления движения ствола скважины в плоскости и пространстве.

Гамма - гамма цементометрия показывает степень замещения бурового раствора цементным раствором, характер заполнения кольцевого пространства.

АКЦ - показывает качество сцепления цементного камня с обсадной колонной.

Читайте также: