Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Анализ состояния технологии цементирования скважин на месторождениях Западной Сибири 5
1.1 Геолого-физические особенности низкопроницаемых коллекторов по ряду нефтяных месторождений Западной Сибири 5
1.2 Анализ состояния бурения скважин на Приобском местрождении 6
1.3 Обзор литературных источников, содержащих анализ современного состояния технологии цементирования скважин на месторождениях Западной Сибири 8
1.4 Постановка задач исследования 31
Глава 2. Исследование свойств и разработка рецептур облегченных цементных растворов 32
2.1 Общие сведения о тампонажных растворах на основе глинопо-рошков 32
2.2 Сопоставительный анализ свойств облегченных цементных растворов при «сухом» и «мокром» способах введения в них бентонитового порошка 38
2.3 Влияние химических реагентов серии Крепь на свойства цементных растворов 59
Глава 3. Разработка технологии цементирования скважин, режимов движения тампонажных растворов и оценка влияния основных факторов на качество цементирования 72
3.1 Разработка технологии цементирования скважин с применением реагента Крепь-2 72
3.2 исследование режимов движения тампонажных растворов на примере цементирования скважин на Приобском месторождении 85
3.3 Оценка влияния основных факторов на критерий качества цементирования скважин по данным АКЦ-метрии 90
Глава 4. Разработка и совершенствование технических средств для по вышения качества цементирования скважин 101
Глава 5. Результаты внедрения новой технологии и технических ; средств при цементировании скважин на месторождениях Западной Сибири 114
5.1 Цементирование скважин Сибирской геофизической компанией (СГК) 114
5.2 Цементирование скважин Сибирской Сервисной компанией (ССК) 121
5.2.1 Цементирование скважин Нефтеюганским филиалом «ССК» 122
5.2.2 Цементирование скважин Стрежевским филиалом «ССК» 132
Основные выводы и рекомендации 137
- Обзор литературных источников, содержащих анализ современного состояния технологии цементирования скважин на месторождениях Западной Сибири
- Общие сведения о тампонажных растворах на основе глинопо-рошков
- Влияние химических реагентов серии Крепь на свойства цементных растворов
- Оценка влияния основных факторов на критерий качества цементирования скважин по данным АКЦ-метрии
Введение к работе
Важность качественного цементирования скважин обусловлена тем, что это заключительный этап строительства скважины, при котором в случае неудачи его выполнения все предшествующие успехи могут быть сведены к минимуму. Анализ промыслового материала и литературных источников показывает, что до настоящего времени, несмотря на совершенствование технологических процессов и технических средств, всё ещё высок процент скважин с заколонными проявлениями пластовых флюидов и межпластовыми перетоками, что свидетельствует о низком качестве разобщения пластов, особенно на многопластовых месторождениях с небольшими перемычками между продуктивными и напорными водоносными пластами.
Теоретические и экспериметальные исследования показывают, что основными причинами этих осложнений являются флюидопроводящие каналы, возникающие в твердеющем тампонажном растворе в период формирования цементного камня, и микрозазоры между цементным камнем и поверхностью обсадных труб.
Выполнение этой задачи требует решения сложных вопросов правильного выбора тампонажного раствора, обладающего рядом специфических свойств с соответствующими показателями, которые в совокупности однозначно определяют пригодность данного раствора формировать герметичное цементное кольцо, способное противостоять напорному воздействию пластовых флюидов в заданных геолого-технических условиях в течение длительного срока службы скважины. Существующие тампонажные составы без специальной химической обработки не могут выполнить свою основную функцию -обеспечить герметичность заколонного пространства.
Высокое качество разобщения пластов не может быть обеспечено, если не проводится подготовка ствола скважины перед спуском колонны, а сама колонна не оборудуется требуемым количеством центрирующих элементов, не применяется в достаточном количестве буферная жидкость и не выдержи-
вается оптимальный режим течения восходящего потока жидкостей в зако-лонном пространстве.
Важная задача при цементировании - обеспечение седиментационной устойчивости растворов. При низкой седиментационной устойчивости увеличивается проницаемость цементного камня вдоль оси скважины, нарушается его сплошность из-за образования водяных поясов и продольных каналов, особенно при больших зенитных углах скважины.
Другой задачей является сохранение коллекторских свойств продуктивных горизотов. Для этого применяются тампонажныые растворы с пониженной водоотдачей.
Анализ состояния крепления скважин на месторождениях Западной Сибири и, в частности, на месторождениях ОАО "РН-Юганскнефтегаз" показывает, что данная проблема по-прежнему остаётся актуальной. Её решению посвящена данная диссертация.
Обзор литературных источников, содержащих анализ современного состояния технологии цементирования скважин на месторождениях Западной Сибири
За последние годы очень остро стала проблема повышения качества крепления скважин на месторождениях Западной Сибири, на которые приходится основной объем нефти, добываемой в России. Передовой опыт работ и проводимые исследования в этом направлении освещаются во многих научно-технических изданиях отрасли. Особенно много внимания уделяется этой проблеме в НТЖ "Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море". Рассмотрим основные из этих публикаций, в которых обстоятельно изучаются основные факторы, влияющие на процесс цементирования и качество работ в каждом конкретном случае. Много статей посвящено применяемым тампонажным материалам как в многолетнемерзлых породах, так и в условиях низких положительных температур [2, 3, 7, 8, 9, 14, 16, 18, 24, 28, 35, 50, 51, 57, 61-63, 68-69, 73, 78].
В работе [12] подчеркивается, что одной из актуальных проблем на месторождениях Западной Сибири является крепление скважин в породах с температурами 10-15 С, так как применяемые цементы не удовлетворяют требованиям, предъявляемым к качеству крепления из-за длительных сроков схватывания раствора, малой прочности камня.
В ОАО НПО «Бурение» разработан быстротвердеющий тампонажный состав на основе глиноземистого цемента и портландцемента, который исследовали при температурах 25 и 5 С [8]. Свойства раствора оценивали по срокам схватывания и прочности образцов в раннем периоде твердения. Установлено, что наиболее приемлемыми составами являются смеси с содержанием глиноземистого цемента 25-50 %. Выявлен противоположный эффект влияния химических реагентов на свойства раствора и камня. Хлориды натрия и калия замедляют процесс схватывания, такие же действия оказывают НТФ и С-3. Цементы хорошо совместимы при их предварительном перемешивании как в виде сухой массы, так и в процессе затворения. Глиноземисто-цементные смеси успешно применялись в скважинах ОАО «РН-Юганскнефтегаз» при соотношении компонентов 1:2 при цементировании направлений и кондукторов. В работах [57, 61, 63] рассматривается широкое применение гельцемен-та, компоненты которого относительно дешевы, а смесь цемента с глинопо-рошком может быть приготовлена на базе предприятия. Гельцементы имеют большое водоотделение, длительные сроки схватывания, значительную усадку, слабую адгезию, низкую прочность (0,5-1,0 МПа через 24 ч).
КогалымНИПИнефтью разработана рецептура тампонажного раствора на основе цемента ПЦТ Ш-Об-5-50 с плотностью 1380-1470 кг/м [51]. Наиболее эффективными реагентами для этого являются соли алюминия, полиокси-хлорид алюминия (ПОХА), который в сухом виде представляет порошок желтого цвета общей формулы А120з АІСІз.
Обработка тампонажного раствора 1-4 % ПОХА при В/Ц = 0,5 сокращает сроки схватывания, снижает растекаемость, повышает прочность камня. Такой характер влияния ПОХА объясняется образованием при гидролизе соли основных компонентов портландцемента, резким повышением концентрации гидратных новообразований в растворе. ПОХА способствует расширению твердеющей системы, а сформировавшийся камень обладает безусадочными свойствами с образованием прочной структуры. Существенным преимуществом является высокая адгезия ПОХА, который может добавляться в гидроворонку или непосредственно в цемент. По результатам цементирования показатель «сплошное» и «частичное» сцепление с колонной составил 99,7%.
В статье [50] приведены сравнительные данные о прочности при сжатии через 24 часа твердения четырех типов облегченных тампонажных растворов при температуре 75 С и давлении 40 МПа:
1) цементно-бентонитовый раствор, плотность 1520 кг/м , асж = 4 МПа;
2) ОТР с высокодисперсным кремнеземом, плотность 1420 кг/м3, асж = 7,7 МПа;
3) ОТР с диатомитом, плотность 1440 кг/м , асж = 9,3 МПа;
4) ОТР с алюмосиликатными микросферами, плотность 1420 кг/м3, асж = 11,7 МПа. Обобщение, выполненное авторами, показывает, что наилучшие результаты по прочностным показателям достигаются при применении микросфер, растворы с которыми стали широко использоваться при цементировании скважин.
В последние годы получили в практике цементирования скважин химические реагенты нового поколения, показавшие высокую эффективность, - это реагенты серии «Крепь» и «КРК».
В работе [4] приведены сведения о реагентах-компаундах КРК-75 и КРК-100 и опыте их применения. По своим свойствам они предназначены для температурных условий соответственно 50-90 и 80-120 С. В реагентах в оптимальных количествах содержатся понизитель водоотдачи, пластификатор и пеногаситель. Тампонажный раствор при В/Ц = 0,4-0,45 и плотности 1980-1880 кг/м имеет растекаемость 20-22 см и водоотдачу 50 см /30 мин. при Р = 0,7 МПа. При концентрации реагента 0,4-0,8 % раствор имеет нулевой водоот-стой. Прочность камня при изгибе превышает в 1,5-2,0 раза аналогичный показатель камня из стандартного цементного раствора с В/Ц = 0,5. Применение комплексного реагента значительно упрощает подбор рецептуры-раствора. Реагент эффективен уже при дозировке 0,4 %. Водоотдача снижается в 3-5 раз, сроки схватывания удлиняются на 1,0-1,5 чу растворов из бездобавочного цемента и на 10-15 мин у растворов с минеральными добавками. При применении утяжеленных тампонажных растворов с В/Ц = 0,3-0,32 оптимальная дозировка реагента КРК-100 составляет 0,4-0,7 % и позволяет регулировать время загустевания от 3 до 4 ч. Реагент КРК-100 может использоваться и при температурах 120 С и более, что проверено при цементировании глубоких газовых скважин на Прибрежной группе месторождений Краснодарского края.
Подробные сведения о свойствах реагентов серии "Крепь" приведены в работе [62], в которой показано, что реагенты серии "Крепь" позволяют получать тампонажные растворы с нулевым водоотделением при В/Ц менее 0,9, а также снизить плотность растворов до 1600 кг/м без применения облегчаю щих добавок. Реагенты ускоряют сроки схватывания растворов, улучшают прочностные и адгезионные свойства цементного камня. Реагенты рекомендованы для скважин с температурой до 50 С, хотя в настоящее время скважины с реагентами серии "Крепь" используются и при статических температурах 90-95 С. Время загустевания тампонажного раствора регулируется добавкой замедлителей сроков схватывания.
Проблема создания герметичной контактной зоны возникает и при креплении в хемогенно-терригенных отложениях [12] в связи с несовместимостью обычных тампонажных растворов, затворяемых на пресной воде, с породами, слагающими стенки скважины, вследствие быстрого загустевания раствора. Так, в контакте с MgC увеличиваются продавочное давление, возникает гидроразрыв пластов и поглощение раствора, смятие колонны и разрушение цементного камня из-за химической коррозии и возникающих межпластовых перетоков и проявлений. В этой работе для исключения отрицательных последствий рекомендовано применять незамерзающие продавочные жидкости и минерализованные тампонажные растворы.
Общие сведения о тампонажных растворах на основе глинопо-рошков
Гельцементные растворы являются самыми распространенными и широко применяемыми до настоящего времени [8, 9, 43, 44, 50, 54, 57, 61-63, 65, 69, 80 и др.]. Используются тампонажные растворы плотностью 1,45-1,65 г/см на основе портландцемента с глинами.
Глина является одной из самых распространенных облегчающих добавок. Ее свойства в значительной степени определяются такими физическими параметрами как дисперсность (удельная поверхность), набухаемость, водопо-глощение, а также химическая активность и минералогический состав.
Глинопорошки, имея меньшую, чем портландцемент, плотность и обладая повышенной водопотребностью, облегчают тампонажные растворы. Большая удельная поверхность и связанная с этим поверхностная энергия влияют на процессы взаимодействия глин с другими компонентами системы. Обладая высокой дисперсностью и гидрофильностью, глинопорошки способствуют повышению седиментационной устойчивости тампонажных дисперсий.
Для снижения седиментационной неустойчивости тампонажных растворов в практике цементирования скважин применяются комплексные химические добавки. Это, как правило, смеси электролитов - ускорителей и реагентов пав, имеющих различную способность к мицеллообразованию. Такие сочетания обеспечивают регулирование седиментационных процессов и, в первую очередь, в условиях низких и умеренных температур.
Работами ЗапСибНИГНИ была показана возможность использования цементно-бентонитовых растворов при температурах от -5 до +60 С [4, 5].
Для глин различных месторождений химический состав сильно различается. Так, содержание S1O2 колеблется от 45 до 70 %, СаО от 0,4 до 6 %, MgO от 0,01 до 6 %, Na20 и К20 от 0,1-0,2 до 2,5-3,3 %. Щелочные глины при набухании увеличиваются в объеме в 15-20 раз, а объем щелочно-земельных -изменяется незначительно, различаются они также и по дисперсности. Детальные исследования свойств цементно-глинистых растворов с использованием глин различных месторождений проведены в работе [65].
B.C. Данюшевский р32] предложил затворение портландцементного раствора осуществлять на водной суспензии палыгорскита («мокрый способ»), рекомендовано [65] перед затворением водную суспензию палыгорскита под вергнуть диспергированию до стабилизации вязкости, а после затворения цемента полученную цементно-глинистую смесь подвергать дополнительному диспергированию под давлением. Предложенный способ уменьшает процент добавки палыгорскита в 5-10 раз. При этом ускоряются процессы гидратации, связывается большое количество воды затворения, образуется более прочный, плотный и безусадочный камень. По данной технологии можно получить об-легченный цементный раствор плотностью 1300-1700 кг/м .
В условиях низких температур, ( при чем здесь низкие температуры) замедляющих процессы структурообразования тампонажных растворов, при вводе облегчающих наполнителей, не обладающих вяжущими свойствами и еще более снижающих интенсивность этих процессов, принимаются меры по ускорению последних. Для этих условий предложены рецептуры активированных облегченных тампонажных растворов, плотность которых можно регулировать в широком диапазоне, низкие положительные температуры приводят к изменению свойств и агрегативного состояния жидкой фазы цементного раствора, укрупнению ассоциатов молекул воды затворения, изменению ее вязкости и проникающей способности, состава образующегося раствора вследствие меняющейся с температурой растворимости окислов цемента и химических добавок. Эти изменения приводят к существенному замедлению процессов гидратации клинкерных минералов, к развитию и фиксации дефектной капиллярно-пористой среды цементного камня, к снижению его прочности и повышению проницаемости. В этих условиях наиболее рациональной и технически осуществимой является активация тампонажных растворов посредством ввода в них комплексных химических добавок полифункционального действия, понижающих температуру замерзания жидкой фазы, ускоряющих гидратацию цементных минералов, увеличивающих начальную температуру растворения за счет экзотермического эффекта, способствующих уменьшению концентрации водной фазы за счет пластифицирующего действия.
Уменьшение объема системы цемент-вода (контракция) и образование в ней пор с низким давлением (вакуумом) при твердении могут способствовать подсосу из пластов воды и газа и вовлечению их в тампонажный раствор. Минерализованные цементно-глинистые растворы имеют величины контракции на 20-30 % меньше, чем растворы из чистого цемента.
На прочность контакта с трубами и породой тампонажного раствора-камня влияют возникшие при его твердении объемные изменения, а также химическое и физико-химическое взаимодействие соприкасающихся сред.
При добавке 22 % глинопорошка и 4 % хлористого кальция плотность гельцементного раствора можно изменять в довольно широких пределах (от 1700 до 145 кг/м ). Однако растворы плотностью выше 1550 кг/м являются нетекучими (растекаемость менее 10 см), а растворы плотностью 1450 кг\м3 имеют водоотстой более 3%. Удлиняются сроки схватывания при температуре 0 С, а при снижении плотности уменьшается прочность гельцементного камня. Снижая добавку глинопорошка при постоянном соотношении глинистой суспензии к цементу, можно уменьшить плотность, увеличить растекаемость, водоотделение и водоотдачу
Для температуры 22 ± 2 С разработаны тампонажные растворы с добавками- ускорителями СаСЬ, Na2C03, для температур 50-75 "С рекомендуются тампонажные растворы без добавок и с добавками- замедлителями, в частности, с лигносульфонатами [7].
Общие закономерности следующие:
1. Увеличение В/Ц снижает плотность гельцементных смесей, увеличивает растекаемость;
2. Плотность можно регулировать как за счет изменения плотности глинистого раствора, так и изменяя В/Ц;
Влияние химических реагентов серии Крепь на свойства цементных растворов
Как следует из представленной диаграммы, использование химических добавок позволило снизить давление продавки тампонажного раствора на 10-12 кг/см2. Для объяснения данного факта следует обратиться к данным анализа цементного раствора, выполненного в лаборатории тампонажных растворов НФ ЗАО "ССК". Данные лабораторного анализа цементного раствора с базовой рецептурой и с химическими добавками приведены в таблице 11.
Может показаться, что величина снижения давления не столь существенна, чтобы на ней акцентировать свое внимание. Тем не менее, существующая база данных результатов цементирования скважин с использованием химических добавок позволяет нам, внеся определенные коррективы в исходные рецептуры, получить снижение давления до 20 - 25 кгс/см . Это существенный резерв, позволяющий цементировать скважины в одну ступень без разрыва во времени.
Данные результатов анализа цементного раствора указывают на то, что использование химических добавок привело к изменению ряда параметров тампонажного раствора, а именно:
- снижение водоотдачи примерно в 8,0 раз;
- уменьшение растекаемости для цементного раствора из цемента марки G в 1,2 раза;
- увеличение сроков начала загустевания цементного раствора на основе цемента марки G - в 1,5 раза, для гельцементного раствора - в 1,65 раза;
- незначительное увеличение прочности цементных образцов.
Показатели качества оценивались по плотности контакта раствора (камня)
с обсадной колонной в интервалах, зацементированных чистым и гельцемент-ным растворами. Для сравнения были выбраны скважины, пробуренные на Приобском месторождении с диаметром эксплуатационных колонн 146 и 178 мм, спускаемых в ствол скважины с номинальным диаметром 215,9 мм. Полученные результаты представлены на диаграмме 2.
Как следует из представленной диаграммы, в случае со 146-мм эксплуатационной колонной применение химических добавок никак не повлияло на качество контакта цемента со стенками обсадных труб. В скважинах с диаметром эксплуатационной колонны 178 мм отмечается улучшение контакта по всему зацементированному интервалу. Причем улучшение произошло, примерно, на одинаковую величину, как для чистого цемента, так и для гельцемента. Возможно объяснение данному факту можно найти при рассмотрении величины кольцевого зазора. Зазор для колонны диаметром 178 мм составляет 19 мм, для колонны диаметром 146 мм - 35 мм. Таким образом, в единице длины интервала затрубного пространства объем цементного раствора при 146 мм обсадной колонне в 2,15 раза больше, чем в случае со 178-мм колонной. Поэтому применяемые реагенты в силу своих специфических свойств оказывают расширяющий эффект и повышают адгезию, тогда как такое же количество реагентов в единице объема в случае со 146мм колонной такого эффекта оказать не может в силу недостаточности вводимого количества присадок.
Таким образом, применение химических реагентов позволяет иметь временной резерв и, как следствие:
- иметь более низкие значения давлений при продавке тампонажного раствора,
- более тщательно приготовить тампонажный раствор для цементирования интервала продуктивных пластов.
Результаты лабораторного анализа тампонажных растворов представлены в табл. 11.
Последующие исследования были проведены с тампонажными растворами пониженной плотности, которые готовились на базе тампонажных портландцементові ІТЦТ-І, ГЩТ-ІІ Сухоложского цементного завода. В качестве облег-чающей добавки использовались бентонитовая глина с удельной поверхностью 13500 см /г. Бентонит состоял в основном из монтмориллонита, содержал частицы размером менее 0,01 мм до 97%. Объемная емкость бентонита - 112 мг-экв/100 г.
Для исследований были взяты растворы, различавшиеся не только по соотношению цемент/глина, но и по водосодержанию.
Измерения проводились при температуре 25, 50, 75 С. Прочность камня определяли согласно ГОСТу по методам испытания. Опыты показали, что погрешность при испытании образцов не превышает 10%.
Опыты показали, что погрешность при испытании образцов не превышает 10%.
Оценка влияния основных факторов на критерий качества цементирования скважин по данным АКЦ-метрии
При «пробковом» режиме (0 Re 64, Re - обобщенный критерий Рей-нольдса) степень вытеснения высокая, так как поток движется как «твердое» тело, однако касательные напряжения, создаваемые потоком на стенке ствола, малы, и рыхлая часть глинистой корки не удаляется из скважины. Это особенно сказывается при цементировании кавернозных участков ствола, из которых не вытесняются загустевшие массы бурового раствора и шлама. Поэтому перед цементным раствором закачивают большие объемы буферной жидкости. Так, в ООО «РН-Юганскнефтегаз» перед цементным раствором закачивают 3 м3 воды, 6 м моющей буферной жидкости с 1 % МБП-М, 3 м воды, которые движутся в турбулентном режиме при Re от 40000 до 100000.
При переходе от «пробкового» к структурному (64 Re 700) режиму степень вытеснения снижается, эпюра скоростей вытягивается, в результате скорость в центре потока возрастает. Наибольшее значение этого опережения достигается при структурном режиме (700 Re 1600), когда скорость в центре потока превышает в 2 раза его среднюю скорость. При этом режиме степень вытеснения наименьшая.
Исследования, приведенные в работе [4], показали, что при структурном режиме течения степень вытеснения может составить 0,90 - 0,95, если соотношение обобщенных критериев Рейнольдса вытесняемой и вытесняющей жидкостей больше двух, то есть
Re = Re p/Re u 2 (12)
Это условие практически всегда выполняется при цементировании скважин на месторождениях ООО «РН- Юганскнефтегаз».
При переходе от структурного режима к турбулентному (1600 Re 2300) в потоке возникают завихрения, интенсивность которых увеличивается с увеличением Re , эпюра потока постепенно приближается к горизонтальному положению, повышается степень вытеснения.
При турбулентном режиме движения (Re 2300) эпюра потока становится горизонтальной, коэффициент вытеснения бурового раствора цементным достигает максимального значения 0,95-0,98.
3.3. Оценка влияния основных факторов на критерий качества цементирования скважин по данным АКЦ-метрии.
В последние годы существенно повышено качество цементирования скважин в результате применения новых материалов, моющих и структурированных буферных жидкостей, эффективных химических реагентов нового поколения типа Крепь и КРК, улучшающих технологические свойства тампонажных растворов облегченных, нормальной и повышенной плотности, центрирования колонн и планирования режима цементирования.
Накопленный опыт цементирования скважин обобщен в монографии [64], подготовленной коллективом сотрудников ОАО НПО «Бурение».
При оценке качества цементирования используются такие методы исследо вания как термометрия (ОЦК), акустическая цементометрия (АКЦ) и гамма — гамма каротаж (ГТК - СГДГ). Из всех этих критериев в основу оценки качества цементирования положена акустическая цементометрия, проводимая через 72 ч ОЗЦ. Ранее было предложено качество цементирования по АКЦ оценивать по коэффициенту качества
A+B+C+D где А, В, С, D — длины участков в метрах соответственно с «хорошим», «частичным», «плохим» и «отсутствием» контакта цементного камня и колонной и породой.
По данным широкополосной цементометрии коэффициент качества определяли из условия 0,8 к 1,0 - «хорошо», 0,63 к 0,8 - «удовлетворительно», 0,2 к 0,63 — «плохо», 0 к 0,2 — «очень плохо», где А, В, С — длины участков в метрах с «жестким», «скользящим» и «отсутствием» контакта цементного камня со стенками скважины и колонны.
В последнее время данная оценка не стала удовлетворять заказчиков, в частности, ОАО «Юганскнефтегаз», которое потребовало от исполнителей, чтобы величина коэффициента качества была не менее 0,9 как по контакту с колонной, так и с породой. При этом не допускается отсутствие контакта ни в одном случае. В связи с этим критерий качества стали оценивать по формуле
В течение 2006 г ОАО НПО «Бурение» осуществляло сервисное сопровождение работ при цементировании 14 эксплутационных колонн диаметром 146 мм на Приобском месторождении Сибирской геофизической компании. Мы обобщили эти данные и произвели оценку качества, которая изложена в данном разделе диссертации.
При градиенте пластового давления 0,016 МПа/м цементирование скважин проводилось с применением двух пачек цементного раствора, из которых верхняя плотностью 1500 кг/м на основе цемента ПЦТ 1-50 и глинопорошка размещалась по вертикали в интервале 1600-2400 м, а нижняя плотностью 1930- 1950 кг/м3 на основе цемента ПЦТ 1-G-CC-1 располагались в интервале 2400 м - «забой» (2800 - 2880 м). Результаты этой работы были проанализированы и подвергнуты статистической обработке.
