Характеристика Речицкого месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Оглавление

Введение

1. Геологическое строение Речицкого месторождения.

1.1 Общие сведения о Речицкого месторождении

1.2 Краткая характеристика стратиграфии и литологии осадочного разреза месторождения

1.3 Тектоническая характеристика продуктивных горизонтов

1.4 Нефтегазоносность

2. Обсадные трубы, цементы и химические реагенты, используемые при цементировании

2.1 Обсадные трубы используемые при цементировании

2.2 Цементы и химические реагенты используемые при цементировании

2.2.1 Основные требования к тампонажным растворам

2.2.2 Общие требования к буферным жидкостям

2.2.3 Добавки, вводимые в тампонажный портландцемент

3. Основное и вспомогательное назначение обсадных колонн

4. Способы спуска обсадной колонны

5. Технологии спуска обсадных труб

5.1 Особенности спуска колонн по секциям

6. Задачи цементирования

7. Расчет цементирования колонн от кондуктора до эксплуатационной

7.1 Расчет цементирования колонны диаметром 324 мм

7.2 Расчет цементирования колонны диаметром 245 мм

7.3 Расчет цементирования колонны диаметром 168 мм

8. Одноступенчатое цементирование

9. Двухступенчатое цементирование

10. Опрессовка обсадных колонн

11. Цементосмесительная машина

11.1 Назначение цементировочного оборудования

11.2 Цементно-смесительная машина 2СМН - 20

11.3 Устройство 2СМН - 20

11.4 Техническая характеристика машины 2СМН - 20

12. Расчет экономического эффекта

13. Экология, охрана труда и техника безопасности

13.1 Организация охраны труда на предприятии, в организации

13.2 Характеристика производства, выполняемых работ с точки зрения охраны труда

13.3 Организация пожарной охраны на предприятии, в организации

13.4 Мероприятия по защите атмосферы от вредных выделений, защите водного бассейна

Список используемых источников

Введение

месторождение нефтегазоносность цементирование колонна

Бурение нефтяных и газовых скважин обеспечивает создание канала связи нефтяного и газового пласта с дневной поверхностью. Для извлечения полезных ископаемых необходимо, чтобы этот канал был долговечным, безотказным в работе. Для беспрепятственной транспортировки жидкости или газа пласты горных пород разобщаются, и стенка скважины закрепляется. В таком случае создаются условия для длительной эксплуатации скважины.

При креплении скважины применяются металлические трубы, которые, свинчивая в колонну, спускаются в пробуренную скважину на определенную глубину. Эти трубы и колонны называются обсадными.

Обсаженный колонной труб ствол скважины сохраняет круглое сечение в течении всего периода дальнейшего бурения или эксплуатации скважины. С целью разобщения пластов в обсадную колонну закачивают цементный раствор, который вытесняет находящийся в ней буровой (глинистый) раствор, и продавливают в за трубное пространство на расчетную высоту.

Процесс транспортирования (закачивание) цементного раствора в за трубное пространство получил название процесса цементирования скважин.

Цементирование скважин, особенно глубоких, наиболее ответственный этап их строительства. Значение цементировочных работ обуславливается тем, что они являются заключительным процессом, и неудачи при их выполнении могут свести к минимуму успехи предыдущих работ вплоть до потери скважины.

Недоброкачественное цементирование скважин нередко является единственной причиной газопроявлений, грифонообразований и открытых нефтяных и газовых фонтанов, наносящих серьезный ущерб народному хозяйству страны. Оно приводит к неправильной оценке запасов нефти и газа, перетокам их в другие пласты, имеющие меньшее давление, к обводнению продуктивных горизонтов. Вместе с тем надежное разобщение пластов, вскрытых при бурении скважин, одновременно обеспечивает охрану недр, что весьма важно с геологической и промышленной точки зрения. Поэтому вполне понятно, что изоляции продуктивных объектов, креплению скважин, разобщению пластов, качеству цементирования скважин должно быть уделено особое внимание.

До бурения скважины обосновывают и выбирают ее конструкцию. В понятие конструкции входит концентрическое расположение спущенных в скважину обсадных колонн с указанием их диаметра, глубины спуска, высоты подъема закачиваемого за ними в скважину цементного раствора, диаметра долот, которыми бурят под каждую колонную.

Каждая колонна, спускаемая в скважину, имеет свое назначение и направление.

Первая, самая короткая, называется направлением. Она устанавливается до начала бурения и предохраняет устья скважины от размыва грунта циркулирующим буровым раствором.

Вторая колонна, служащая для перекрытия неустойчивых верхних пород и водоносных горизонтов, называется кондуктором. Низ кондуктора, как и низ всех спущенных после него колонн, заканчивается короткой утолщенной трубой, называемой башмаком. При бурении скважин в условиях многолетнемерзлых пород направление и кондуктор выбирают с учетом предупреждения растепления пород.

Для предупреждения или устранения осложнений, возникающих или возможных при бурении, спускают промежуточную колонну. Их может быть несколько.

Последняя колона, предназначаемая для эксплуатации горизонта, называется эксплуатационной.

При подсчете числа колонн, спущенных в скважину, направление и кондуктор не учитываются.

Колона, перекрывающая некоторый интервал без выхода к устью скважины, называется хвостовиком (потайной колонной). Хвостовики часто применяются при креплении глубоких скважин.

Иногда обсадные колонны спускают частями - секциями. Процесс спуска обсадной колонны в таком случае называется секционным, а колонна секционной.

Для цементирования нефтяных и газовых скважин используется цементный раствор - смесь вяжущих материалов (цементов), затворенных определенным количеством воды, часто с добавками химических реагентов. В связи с тем, что появились растворы, твердая фаза которых представлена не только портландцементом (а иногда и не включает последнего), более правильно называть их тампонажными растворами.

Тампонажным растворам можно дать более общую формулировку - это раствор, получаемый после затворения тампонажного цемента водой (или иной жидкостью), обработанной химическими добавками (или без них) для повышения качества раствора и камня или облегчения проведения технологического процесса.

Тампонажным цементом называется продукт, состоящий из одного или нескольких вяжущих (портландцемента, шлака, извести, органических матариалов и т. д.), минеральных (кварцевого песка, асбеста, глины, шлака или др.) или органических (хлопковых очесов, отходов целлюлозного производства и пр.) добавок, позволяющих после затворения водой или иной жидкостью получить раствор, а затем камень обусловленного качества.

Успех цементировочных работ определяется техникой и технологией проведения процессов цементирования, качеством подготовительных работ, тампонажного материала и полнотой замещения бурового раствора тампонажным.

Серьезное значение имеет квалификация операторов и инженерно-технического персонала. В комплексе работ по обеспечению качества цементирования скважин важны все звенья.

Необходимо уделить серьезное внимание подготовке ствола скважины, выбору обсадных труб, подбору рецептуры (особенно при цементировании глубоких высокотемпературных скважин) цементного (тампонажного) раствора и проведению собственно процесса цементирования скважины.

Только при качественном креплении и разобщении пластов возможна длительная эксплуатация скважины без проведения исправительных работ.

Обеспечения качества крепи нефтяных и газовых скважин связано со всеми стадиями процесса ее формирования - научными исследованиями, проектированием, бурением, эксплуатацией, техническим обслуживанием, ремонтом.

Проблема повышения качества крепи является комплексной и поэтому требует совершенствования всех ее аспектов.

1. Геологическое строение Речицкого месторождения

1.1 Общие сведения о Речицком месторождении

Речицкое месторождение открыто в 1964 году в результате разведочных работ, когда в скважине 8 из межсолевых отложений был получен первый промышленный приток нефти. С 01.05.1965 года месторождение было введено в пробную эксплуатацию, а с 1967 - находится в промышленной разработке.

Речицкое нефтяное месторождение расположено в Речицком районе Гомельской области Республики Беларусь, 15 км южнее районного центра г. Речица и 55 км юго-западнее областного центра г. Гомель. В указанных городах имеются железнодорожные узловые станции и речные порты. Непосредственно через месторождение проходит шоссейная дорога Гомель - Калинковичи - Брест. Месторождение пересекает нефтепровод «Дружба».

В геоморфологическом отношении район приурочен к восточной части Полесской низменности и представляет слегка всхолмленную заболоченную равнину с абсолютными отметками поверхности 128-138 м над уровнем моря.

Гидрографическая сеть представлена р. Днепр и ее притоками. Имеется ряд более мелких естественных водотоков, сеть осушительных каналов и небольших водоемов. Реки имеют хорошо разработанные долины.

Климат района умеренно-континентальный. Среднегодовая температура +6°С, среднегодовое количество осадков составляет 600-700мм. Глубина промерзания почвы до 1,0м. Преобладающее направление ветров западное, северо-западное.

Район густонаселен. Основное население - белорусы, 15-20% - русские, украинцы, евреи, поляки.

В экономическом отношении район, в основном, сельскохозяйственный, хорошо развито животноводство и овощеводство. Предприятия металлообрабатывающей, химической, нефтедобывающей и легкой промышленности сосредоточены в городах Гомеле и Речице. Транспортировка нефти осуществляется через нефтепровод «Дружба» и железной дорогой.

Из полезных ископаемых местного значения в районе месторождения имеются подземные воды, торф, каменная соль, строительные материалы (пески, гравийно-галечные смеси, строительный камень).

Основные объемы геологоразведочных работ на Речицкой площади были проведены после получения здесь притока нефти. В результате проведения поисково-разведочного бурения и сейсмических работ были получены следующие данные:

1. Установлено сложное блоковое строение подсолевого комплекса.

2. Уточнено геологическое строение и выявлена нефтегазоносность восточной и центральной частей площади.

3. В значительной степени изучено геологическое строение северного крыла структуры.

4. Уточнено положение регионального Речицкого разлома и границы зоны отсутствия межсолевых отложений.

5. Выявлены залежи нефти в карбонатных отложениях елецкого, задонского, воронежского и семилукского горизонтов и терригенных старооскольсколанских отложениях.

6. Установлены типы залежей в межсолевых и подсолевых отложениях.

В результате проведения на Речицкой площади поисковых и разведочных работ было установлено геологическое строение межсолевых и подсолевых продуктивных отложений и выявлены промышленные залежи нефти.

В 1998 году эксплуатационной скважиной 240-Речицкая в головной части структуры открыта залежь нефти в вендских отложениях верхнего протерозоя.

В пределах изучаемого месторождения пробурены 196 скважин, из которых ликвидированы 39 скважин по геологическим причинам, 47 скважин - по техническим причинам: 2 скважины находятся в бездействии, 12 скважин - нагнетательных, остальные находятся в фонде добывающих.

1.2 Краткая характеристика стратиграфии и литологии осадочного разреза месторождения

В геологическом строении месторождения принимают участие породы кристаллического фундамента архейско-нижнепротерозойского возраста и осадочного чехла, представленные верхнепротерозойскими, девонскими, каменноугольными, пермскими и мезокайнозойскими образованиями, разделенными между собой крупными перерывами в осадконакоплении.

Кристаллический фундамент охарактеризован керном в 17 скважинах. Породы фундамента представлены биотитовыми, гранат-биотитовыми гнейсами, гранат-биотитовыми плагиогнейсами и гранито-гнейсами. Максимальная вскрытая толщина их составляет 51 м в скважине № 1.

Верхний протерозой сложен песчаниками кварц-полевошпатовыми разнозернистыми, прослоями переходящими в гравелиты. В центральной части месторождения (район скважин №№ 249, 7, 11, 91) отложения размыты. На остальной территории толщины их изменяются от 10 м в скважине № 2 до 31 м в скважине № 16.

Девонская система представлена средним и верхним отделами. Отложения этого возраста принято делить на 6 комплексов:

Подсолевой терригенный комплекс

Подсолевой терригенный комплекс включает отложения витебско-пярнуского, наровского, старооскольского горизонтов среднего девона и ланского горизонта верхнего девона.

Витебско-пярнуский горизонт сложен песчано-глинистыми породами с прослоями карбонатов и ангидритов в кровельной части. Толщина его 10-19 м.

Наровский горизонт представлен чередованием глин, алевролитов, мергелей с прослоями доломитов, сульфатно-карбонатных пород и песчаников. Толщина горизонта колеблется в пределах от 54,5 м в скважине № 7 до 75,5 м в скважине № 2.

Старооскольский горизонт представлен переслаиванием алевролитов, глин, песчаников с единичными прослоями доломитов глинистых и мергелей доломитовых, причем в нижней части преобладают песчаники, в верхней - глины и алевролиты. Граница с ланским горизонтом нечеткая, что обусловлено литологической невыдержанностью отложений в кровле горизонта, а возможно наличием размыва или перерыва в осадконакоплении. Толщины горизонта 90-104 м.

Ланский горизонт представлен чередованием песчаников, алевролитов и глин. В нижней части преобладают песчаники, в верхней - глины. В отличии от нижней верхняя часть литологически выдержана на всей территории месторождения. Толщина горизонта колеблется в пределах от 45 м в скважине № 16 до 60 м в скважине № 1.

Подсолевой карбонатный комплекс

Подсолевой карбонатный комплекс включает отложения саргаевского, семилукского, речицкого, воронежского и евлановского горизонтов.

Саргаевский горизонт сложен известняками в разной степени доломитизированными и глинистыми с прослоями доломитов и мергелей. Толщина его 38-43 м.

Семилукский горизонт, в основном, представлен доломитами. В подошвенной и кровельной частях присутствуют известняки глинистые и тонкие прослои мергеля. Колебания толщин в западной части месторождения составляет 24-26 м, в восточной - 26-28 м.

Речицкий горизонт сложен пестроцветными глинисто-мергельными породами с прослоями известняков глинистых, реже доломитов. Толщины его изменяются от 22 м в скважине № 60 до 34 м в скважине № 155. Толщины несколько увеличены в юго-восточной части площади по сравнению с западной.

Воронежский горизонт делится на стреличевские (II пачка) и птичские (I пачка) слои. В целом сложен доломитистыми известняками, известняками в разной степени глинистыми с прослоями мергелей, доломитов и ангидритов. Птичские слои отличаются от стреличевских большим содержанием глинистого вещества и наличием сульфатных пород. Толщины горизонта изменяются в довольно широких пределах от 74 м в скважине № 55 до 100 м в скважине № 80. Поле максимальных толщин (94-100 м) расположено в районе скважин №№ 51, 155, 80.

Евлановский горизонт представлен чередованием известняков глинистых, мергелей, алевролитов и сульфатно-карбонатных пород. Часто мергели и известняки в разной степени сульфатизированы и имеют примесь вулканогенного материала. Колебание толщин составляет от 116 м в скважине № 82 до 134 м в скважине № 18. Поля толщин имеют мозаичное распространение, хотя отмечается тенденция увеличения толщин в северо-восточном направлении. Иногда поля увеличенных и уменьшенных толщин совпадают с таковыми воронежского горизонта.

Нижнесоленосный комплекс

Нижсоленосный комплекс евлано-ливенского возраста представлен переслаиванием каменных солей, глинисто-сульфатных пород, ангидритов, мергелей и глин. В породах постоянно отмечается примесь вулканогенного материала. Толщины изменяются от 332 м в скважине № 142 до 586 м в скважине № 75. Отмечается сравнительно постепенное увеличение толщин в северо-восточном направлении и довольно резкое - на юго-востоке площади (район скважины № 75).

Межсолевой комплекс

Межсолевой комплекс включает отложения домановичского, задонского, елецкого и петриковского горизонтов.Традиционно комплекс делится на 10 пачек. X пачка соответствует домановичскому горизонту, IX пачка - кузьмичевским слоям задонского горизонта, VIII-V пачки - тонежским слоям задонского горизонта, IV пачка объединяет тремлянские, вишанские слои задонского и туровские слои елецкого горизонтов, III пачка и нижняя часть II пачки относятся к дроздовским слоям елецкого горизонта, а верхняя часть II пачки и I пачка - к петриковскому горизонту.

Комплекс в целом представлен чередованием известняков, известняков глинистых, мергелей с прослоями доломитов, доломитов глинистых, ангидритов и аргиллитов. Горизонты, слои, пачки отличаются содержанием глинистого, сульфатного и вулканогенного материала. Примесь и прослои вулканогенного материала широко развиты в X, IV, III, II пачках и подошве VII пачки. Высокое содержание сульфатного материала отмечается в X пачке. Прослои ангидрита присутствуют в VI пачке. Наиболее высокие содержания глинистого материала в X, III и II пачках. Характер изменения толщин комплекса в целом и его подразделений приблизительно такой же, как и нижнесоленосного комплекса. В приподнятом крыле межсолевой структуры минимальные толщины (140-143 м) находятся в юго-восточной части в скважинах №№ 58, 59, максимальные (357-360 м) - в северо-восточной части в скважинах №№ 3, 21. В опущенном крыле поле минимальных толщин расположено в северо-западной части, а поле максимальных - в юго-восточной. Изменение толщин в опущенном крыле происходит намного резче, чем в приподнятом.

Верхнесоленосный комплекс

Верхний соленосный комплекс делится на галитовую и глинисто-галитовую подтолщи. Галитовая подтолща, включающая отложения лебедянского горизонта и найдовские слои оресского горизонта, сложена каменными солями и несолевыми прослоями, среди которых выделяют реперные пласты «глубокий», «мелкий», «высокий», «широкий», «правый», «левый», тройной», «колесо». Глинисто - галитовая подтолща оресско -стрешинского возраста развита только в южной погруженной части площади. Сложена она чередованием каменных солей и несолевых пород (глин, мергелей, ангидритов, известняков в разной степени глинистых). Толщина комплекса изменяется от 250 м до 1500 м.

Надсолевой комплекс

Надсолевая толща сложена верхнедевонскими, каменноугольными, пермскими и мезокайнозойскими образованиями. Толщина ее от 500 м до 3050 м.

1.3 Тектоническая характеристика продуктивных горизонтов

В тектоническом отношении Речицкая площадь расположена в пределах гребня Речицко - Вишанской ступени Припятской впадины.

Строение различных стратиграфических комплексов на площади установлено по данным сейсморазведки, поисково-разведочного и эксплуатационного бурения.

Кристаллический фундамент на Речицком месторождении залегает на глубинах 2800-3500м, его поверхность моноклинально погружается в северном направлении от Речицкого субрегионального разлома под углом 8-9°.

По поверхности подсолевых терригенных отложений Речицкая структура представляет собой моноклиналь с северо-восточным падением пород, разбитую поперечными сбросами на три крупных блока. Последние в свою очередь осложнены рядом малоамплитудных разломов. С юга структура ограничена Речицким региональным разломом амплитудой до 3000 м.

По межсолевым отложениям структура представляет собой брахиантиклинальную складку субширотного простирания, на юге, вдоль регионального сброса, зоной отсутствия межсолевых отложений. Амплитуда складки по изогипсе минус 2400 м более 600 м, длина складки около 23 км.

По поверхности верхней соленосной толщи Речицкая структура представляет собой резко ассиметричную брахиантиклиналь длиной около 12 км, шириной 2,5-4,0 км, амплитудой до 800 м.

По надсолевым девонским и каменноугольным отложениям амплитуды поднятий постепенно уменьшаются, хотя структурные планы этих отложений близки. В пределах вершины соляного купола отложения надсолевого девона и карбона выклиниваются. Пермские и мезокайнозойские отложения залегают практически горизонтально.

Структурный план поверхности верхнепротерозойских отложений в целом соответствует таковому по поверхности подсолевого терригенного комплекса и кристаллического фундамента.

Поверхность верхнепротерозойских отложений на Речицком месторождении моноклинально понижается в северном направлении от отметок -2600 м до -3400 м.

Зона отсутствия перспективных отложений в центральной части структуры (район скважин №№ 249,7, 91, 11-Речицкие), позволяет выделить два участка распространения вендских отложений - западный (район скв. 240) и восточный (район скв. 2), разделенные в свою очередь разрывными нарушениями на тектонические блоки.

Контур зоны отсутствия верхнепротерозойских отложений прогнозируется исходя из данных бурения и характера распределения толщин подсолевого терригенного комплекса в целом и отдельных его горизонтов.

Западный участок разрывным нарушением северо-западного простирания, амплитудой 60 м, разделен на два блока (I и II).

Блок I простирается с северо-запада на юго-восток и имеет линейную форму. Он ограничен с юго-запада Речицким разломом, с северо-востока малоаллитудным (около 20 м) разломом, параллельным Речицкому и разломам, разделяющим I и II блоки.

Блок II имеет треугольную форму и ограничен с востока зоной отсутствия верхнепротерозойских отложений. Блок II залегает гипсометрически выше блока I, минимальные отметки перспективных отложений в блоке I составляют -2660 м, в блоке II -2600 м.

Восточный участок разделен субмеридиональным сбросом, амплитудой 0-70 м на блоки III и IV. Абсолютные отметки поверхности верхнепротерозойских отложений в вершинах блоков составляют соответственно -2830 м и -2760 м. Относительно приподнятым является блок IV.

1.4 Нефтегазоносность

Промышленная нефтегазоносность Речицкого месторождения связана с терригенными коллекторами вендского комплекса верхнего протерозоя, старооскольско-ланского горизонтов и карбонатными коллекторами семилукских, воронежских (I-II пачки), задонских (IX-VIII и IV пачки) и елецких (III-I пачек) отложений. Признаки нефтегазоносности и нефтепроявления на площади отмечались в процессе бурения практически по всему разрезу девонских, верхнпротерозойских отложений и в кристаллическом фундаменте.

В породах карбона, перми и мезокайнозоя признаки нефти не отмечены.

Межсолевой комплекс

В межсолевых отложениях выявлены залежи нефти в IX-VIII и IV пачках задонского горизонта и III-I пачках елецкого.

Залежи IX-VIII и IV пачек имеют одинаковый ВНК на абсолютной отметке -2088 м. Залежь III-I пачек елецких отложений литологически ограниченная.

Отложения V-VII пачек опробованы в 8 скважинах (№№ 12, 16, 19, 39, 186, 189, 221, 232). Притоков не получено ни в одной из перечисленных скважин. Определены по ГИС породы-коллекторы этих пачек подлежат сомнению, ввиду возможной методической ошибки при их выделении. По промыслово-геофизическим данным VII и VIII пачки характеризуются одинаковыми показаниями РК и БК. По гамма-каротажу обе имеют минимальные значения и разделены небольшим максимумом в подошве VII пачки, который прослеживается повсеместно и является хорошим репером при корреляции разрезов. По микрозондам VIII пачка характеризуется как коллектор, а VII - как плотный комплекс пород. По нашим представлениям вышесказанное может относиться и к I-III пачкам. В них средние значения открытой пористости по ГИС превышают таковые залежей IX-VIII и IV пачек. Испытания же ряда скважин противоречат этим данным. При толщине коллектора 32 м и открытой пористости 12% в скважине № 39 приток нефти составил всего 3,0 м³/сут, а в ряде скважин №№ 34, 35, 36, 72, 84, 85, 129 пласты-коллекторы испытаниями не подтверждены.

Изменения коллекторских свойств залежей IX-VIII и IV пачек имеют близкий характер. Для этих залежей ухудшение коллекторских свойств происходит от центра к ВНК, к зоне отсутствия межсолевых отложений и в юго-западном направлении. В юго-западной части ухудшение коллекторских свойств пород происходит с уменьшением толщин межсолевых отложений. Похоже, это правило сохраняется и для некоторой части межсолевых отложений опущенного крыла, генетически связанной с приподнятым крылом. Аномальные и высокодебитные (до 720 м³/сут) притоки нефти получены в центральных частях залежей. В юго-западной части притоков или не получено, или они низкодебитные (0,2-2,8 м³/сут). В опущенном крыле из IX-VIII пачек притоки нефти получены в скважинах №№ 101 и 206 Красносельской. Дебиты их составили 0,2 и 5 м³/сут соответственно. По результатам испытания в технической колонне скважины № 1 Южно-Речицкой установлено, что пласт здесь нефтенасыщен и приток по КВД составляет 0,62 м³/сут.

Породы-коллекторы I-III пачек имеют мозаичное распространение. В 24 испытанных скважинах притоков не получено. В 5 скважинах (№№ 22, 39, 64, 84, 88, 94) притоки нефти низкодебитные (1-3 м³/сут). В опущенном крыле в испытанных скважинах №№ 93, 104, 105 притоков не получено.

В верхнесоленосном комплексе почти нигде пород-коллекторов не выявлено, за исключением скважины № 227, в которой из интервала 1857,0-1882,0 м в необсаженном стволе получен приток нефти с глинистым раствором дебитом 223,5 м³/сут. Интервал испытания охватывает верх I пачки межсолевых отложений и низ боричевских слоев лебедянского горизонта. Данное испытание отнесено к боричевским слоям, так как по ГИС пласты-коллекторы в верхней части I пачки отсутствуют.

IX-VIII пачки задонского горизонта коллекторами нефти являются известняки и доломиты трещеноватые, кавернозные.

Тип коллектора каверново-порово-трещинный.

Тип залежи - сводовая, стратиграфически экранированная.

ВНК по данным опробования принят на отметке -2066м.

Режим залежи упруго - водонапорный со слабой активностью законтурных вод.

Запасы нефти представляют собой категорию А.

Начальные запасами нефти в услов. ед.:

Балансовые - 13195

Извлекаемые - 4750

А так же с начальными извлекаемыми запасами растворенного газа в услов. ед. на 01. 01. 2002г. - 152

Залежи нефти IV пачки задонского горизонта представляет собой пласты коллекторы состоящие из известняков, доломитов пористых, кавернозных, трещеноватых.

Тип коллектора каверново-порово-трещинный.

ВНК по данным опробования принят на отметке -2088м.

Режим залежи упруго - водонапорный со слабой активностью законтурных вод.

Тип залежи - сводовая, стратиграфически экранированная.

Запасы нефти представляют собой категорию А.

Начальные запасами нефти в услов. ед.:

Балансовые - 9091

Извлекаемые - 3819

А так же с начальными извлекаемыми запасами растворенного газа в услов. ед. на 01. 01. 2002г. - 145

Залежи нефти III-I пачек елецких отложений представляет собой пласты коллекторы состоящие из известняков, доломитов пористых, кавернозных, трещеноватых.

Тип коллектора каверново-порово-трещинный.

ВНК по данным опробования принят на отметке -2088м.

Режим залежи упруго - водонапорный со слабой активностью законтурных вод.

Тип залежи - сводовая, стратиграфически экранированная.

Запасы нефти представляют собой категорию С₁.

Начальные запасами нефти в услов. ед.:

Балансовые - 3834

Извлекаемые - 767

Подсолевой карбонатный комплекс

Воронежский горизонт

В воронежском горизонте залежи нефти установлены в стреличевских (II пачка) и птичских слоях (I пачка).

В отличии от семилукского, в воронежском горизонте породы-коллекторы имеют более ограниченное распространение. Выклинивание пород-коллекторов II пачки происходит на севере по линии скважин №№ 67, 24, 16, 55, 42, 88, 1. Также притоков не получено в скважинах №№ 91, 155, 151, 4, 104, 75. Первые две скважины расположены у кромки регионального разлома, вторые две - в промежуточном блоке, последние две - в опущенном крыле.

Аномальные притоки нефти (243-384 м³/сут) получены в скважинах №№ 51, 77, высокодебитные - в скважинах №№ 14, 50, 53, 89, среднедебитные - в скважинах №№ 40, 56, 57, 59, 110, 221, низкодебитные - в скважинах №№ 7, 20, 43, 49, 54, 58, 60, 62, 69, 80, 81, 112, 142, 143, 152, 153, 164, 248, 249, 255, 256, 257.

Коллекторами стреличевской (II пачка) являются известняки хемогенные, иногда органогенные различной степени глинистости.

Тип коллектора каверно - порово - трещинный.

Тип залежи - пластовая, тектонически экранированная с литологическим ограничением.

ВНК установлен на отметке - 2732 м.

Режим восточного участка залежи - упруго - водонапорный со слабой активностью законтурных вод, остальной части - упруго - замкнутый.

Запасы нефти представляют собой категорию А и С₁

Начальные запасами нефти в услов. ед. для категории А:

Балансовые - 3196

Извлекаемые - 1278

А так же с начальными извлекаемыми запасами растворенного газа в услов. ед. на 01. 01. 2002г. - 121

Начальные запасами нефти в услов. ед. для категории С₁:

Балансовые - 1426

Извлекаемые - 576

А так же с начальными извлекаемыми запасами растворенного газа в услов. ед. на 01. 01. 2002г. - 54

В I пачке породы-коллекторы имеют мозаичное распространение, но в пределах поля коллекторов II пачки. Среднедебитные (11-13 м³/сут) притоки нефти из нее получены только в скважинах №№ 51 и 78, низкодебитные (до 9,8 м³/сут) - в скважинах №№ 40, 60, 255. Эффективные толщины коллекторов II пачки изменяются от 0,8-1,2 м в скважинах №№ 33, 39, 47, 95, 155 до 18,6-19,0 м в скважинах №№ 59, 52. Открытая пористость колеблется в пределах 4,6-10,9%. Эффективные толщины коллекторов I пачки изменяются от 1,6 м в скважинах №№ 53, 54, 56 до 15,2 м в скважине № 60. Открытая пористость колеблется в пределах 4,9-13,3%

Коллекторами являются трещеноватые, кавернозные известняки и доломиты, иногда органогенные различной степени глинистости.

Тип коллектора каверно - порово - трещинный.

Тип залежи - пластовая, тектонически и литологически ограниченная.

ВНК в восточной части залежи установлен на отметке - 2732 м.

Режим восточного участка залежи - упруго - водонапорный со слабой активностью законтурных вод, остальной части - упруго - замкнутый.

Запасы нефти представляют собой категорию С₁ и С₂

Начальные запасами нефти в услов. ед. для категории С₁:

Балансовые - 1404

Извлекаемые - 562

А так же с начальными извлекаемыми запасами растворенного газа в услов. ед. на 01. 01. 2002г. - 53

Начальные запасами нефти в услов. ед. для категории С₂:

Балансовые - 3877

Извлекаемые - 1551

А так же с начальными извлекаемыми запасами растворенного газа в услов. ед. на 01. 01. 2002г. - 147

Семилукский горизонт

Из семилукского горизонта среднедебитные притоки нефти получены в 7 скважинах, высокодебитные - в 10 скважинах, аномальнодебитные (до 1000 м³/сут) - в 33 скважинах. Высоко- и аномальнодебитные притоки воды с нефтью получены в 8 скважинах. Притоки воды получены в 7 скважинах. В 4 скважинах (№№ 95, 104, 151, 179) притоков не получено. Данные скважины расположены в опущенном крыле, в промежуточном блоке и у кромки регионального разлома. Возможно, в пределах разломной зоны происходили вторичные процессы, отрицательно сказавшиеся на коллекторских свойствах пород. Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке -2790 м. Эффективные толщины коллекторов изменяются от 0,6 м в скважине № 161 до 24 м в скважине № 53. Открытая пористость колеблется в пределах 3,9-12,7%.

Пласты - коллекторы представлены известняками, доломитами в различной степени кавернозными и трещеноватыми.

Тип коллектора каверно - порово - трещинный.

Залежь нефти по типу относится к пластовым, тектонически экранированным.

ВНК залежи на отметке - 2797 м.

Режим залежи - упруго - водонапорный.

Запасы нефти представляют собой категорию А

Начальные запасами нефти в услов. ед.:

Балансовые - 30936

Извлекаемые - 19491

А так же с начальными извлекаемыми запасами растворенного газа в услов. ед. на 01. 01. 2002г. - 1462

Саргаевский горизонт

Из саргаевского горизонта в скважинах №№ 47, 251 получены притоки нефти, а в скважине № 233 - приток нефти с водой. Дебиты жидкости составили 35 м³/сут, 12,5 м³/сут и 26,6 м³/сут соответственно. По ГИС в 24 скважинах выделены нефтенасыщенные коллекторы. Коллекторы имеют мозаичное распространение, но тем не менее большая часть пород-коллекторов расположена вблизи вершины тектонического блока. Эффективные толщины коллекторов изменяются от 1,2-1,4 м в скважинах №№ 152, 155, 162, 163 до 19,4 м в скважине № 165. Открытая пористость колеблется в пределах 3,5-9,3%. Возможно, в районах с улучшенными коллекторскими свойствами существует гидродинамическая связь с семилукским горизонтом. Об этом может свидетельствовать наличие воды в скважине № 233, пробуренной в обводненной части семилукского горизонта.

Коллекторами нефти являются трещиноватые и кавернозные известняки и доломиты.

Тип коллектора порово-каверново-трещинный.

Залежь пластовая, ограниченная с юга региональным сбросом, с запада, севера и востока зоной отсутствия коллекторов.

Запасы нефти и газа по саргаевскому горизонту официально не числятся.

Подсолевой терригенный комплекс

Старооскольский и ланский горизонты

В старооскольском горизонте породы-коллекторы установлены в подошвенной части (скважины №№ 7, 16, 240) и вблизи его кровли (скважины №№ 114 и 160). В скважинах №№ 7, 16 получены низкодебитные притоки пластовой воды. В первой дебит составил 0,5 м³/сут, во второй дебит не установлен. В скважине № 240 по ГИС выделен водонасыщенный коллектор толщиной 16,0 м со средневзвешенной пористостью 14,8%. В скважинах №№ 114 и 160 получены притоки нефти. Дебиты составили 0,3 т/сут и 4 т/сут соответственно.

Из ланского горизонта притоки нефти получены в 13 скважинах. Дебиты в них изменяются от 0,1 м³/сут в скважине № 161 до 192 м³/сут в скважине № 238. В 3 скважинах (№№ 7, 62, 155) получены притоки пластовой воды с пленкой нефти, в 3 скважинах (№№ 1, 16, 17) притоки пластовой воды, а в 4 скважинах (№№ 68, 95, 179, 11) притоков не получено. По ГИС эффективные толщины коллекторов изменяются от 1,2 м в скважине № 165 до 15,8 м в скважине № 160. Открытая пористость колеблется в пределах от 13,8% до 17,3%. Значения толщин и открытой пористости для данной залежи и последующих даны по результатам обработки ГИС, выполненных в лаборатории подсчета запасов нефти «БелНИПИнефть». Наиболее лучшими емкостными и фильтрационными характеристиками обладают отложения в центральной части залежи. Ухудшение коллекторских свойств пород происходит вблизи кромки разлома и в сторону ВНК. В промежуточных блоках пластов-коллекторов не выявлено.

Пласты - коллекторы старооскольского и ланского горизонта представлены кварцевыми, мелкозернистыми песчаниками и алевралитами, содержащими редкие, тонкие слои глин, доломитов и мергелей.

Тип коллектора порово - трещинный.

Залеж относится к типу пластовых, тектонически экранированных с литологическим ограничением.

ВНК залегает на глубине - 2066 м.

Режим залежи - упруго - водонапорный со слабой активностью законтурной зоны.

Запасы нефти Старооскольского и ланского горизонтов представляют собой категорию С₁

Начальные запасами нефти в услов. ед.:

Балансовые - 2782

Извлекаемые - 835

А так же с начальными извлекаемыми запасами растворенного газа в услов. ед. на 01. 01. 2002г. - 70

Вендский комплекс верхнего протерозоя

На этапе поисков и разведки залежей нефти на Речицком месторождении верхнепротерозойские отложения были изучены крайне слабо.

Во многих поисково-разведочных скважинах отложения пройдены без отбора керна и испытаний, а данные ГИС зачастую не информативны.

В процессе бурения скв.240-Речицкая признаки нефтегазоносности по керну отмеча-лись в верхнепротерозойских и пярнусско-наровских отложениях. По данным газокаротажных исследований в верхнепротерозойских отложениях отмечаются повышенные значения газопоказаний и суммарных объемов содержания углеводородов, по составу аналогичных газам нефтяных месторождений .

Коллектора представлены песчаниками кварцевыми, мелкозернистыми, трещиноватыми, коэффициент пористости, по данным ГИС составляет 16,0-18,9%, коэффициент нефтенасыщенности - 52,5-68,6%.

При испытании в открытом стволе верхнепротерозойских отложений (инт.2886-2915 м) получен приток бурового раствора с нефтью и газом, дебитом 7.3-10,8 м³/сут. При испытании в эксплуатационной колонне интервала 2925-2942 м, получен приток сильногазированной нефти дебитом 18 м³/сут на 2 мм штуцере. Пластовое давление на глубине 2900 м составляет 28,49 МПа.

Залежь пластовая, ограниченная с юга региональным разломом, с востока зоной отсутствия отложений, с севера и запада ВНК, предположительно на отметке минус 2780 м.

Режим залежи - упруго-водонапорная.

Запасы нефти Вендского комплекса I блока представляют собой категорию С₁

Начальные запасами нефти в услов. ед.:

Балансовые - 1002

Извлекаемые - 436

А так же с начальными извлекаемыми запасами растворенного газа в услов. ед. на 01. 01. 2002г. - 77

Запасы нефти Вендского комплекса II блока представляют собой категорию С₁

Начальные запасами нефти в услов. ед.:

Балансовые - 1377

Извлекаемые - 599

А так же с начальными извлекаемыми запасами растворенного газа в услов. ед. на 01. 01. 2002г. - 105

2. Обсадные трубы, цементы и химические реагенты, используемые при цементировании

2.1 Обсадные трубы, используемые при цементировании

Обсадную колонну составляют из стальных цельнокатаных труб, соединяемые друг с другом с помощью резьбы или сварки.

По конструкции все трубы можно условно разделить на две группы. Основную группу составляют трубы, изготовляемые в виде полого цилиндра круглого поперечного сечения с постоянной по длине толщиной стенки. Вторую группу - трубы, изготовляемые в форме цилиндра такого же сечения, утолщенного на одном конце наружу.

Трубы с постоянной по длине толщиной стенки соединяют друг с другом в колонну муфтами. Для этого концам каждой трубы путем обработки придают форму усеченного конуса с наклоном образующей к оси под углом 1⁰ 47' 24''; удвоенный тангенс этого угла, именуемый конусностью, равен 1/16. На конических поверхностях нарезают резьбу специального профиля.

Муфты к таким трубам выполняют в виде полого цилиндра круглого сечения, внутреннюю поверхность которого обрабатывают в форме двух усеченных конусов, обращенных вершинами друг к другу, на которых нарезают резьбы. Конусность и профиль резьб в муфтах такие же, как и на трубах.

Трубы с утолщенными концами составляют без помощи муфт. Для этого наружную поверхность неутолщенного конца и внутреннюю поверхность утолщенного обрабатывают на конус и на конических поверхностях нарезают резьбы специального профиля. Конусность здесь также равна 1/16. трубы соединяют, ввинчивая неутолщенный конец одной в утолщенный конец другой.

Стандартом предусмотрены пять разновидностей соединений обсадных труб, четыре из которых муфтовые:

- C короткой треугольной резьбой;

- C удлиненной треугольной резьбой;

- C трапецеидальной резьбой (ОТТМ);

- Высокогерметичные с трапецеидальной резьбой (ОТТГ).

Пятая разновидность - высокогерметичные безмуфтовые соединения ТБО с трапецеидальной резьбой.

Две первые разновидности имеют треугольную резьбу такого же профиля, как и соответствующие бурильные, и различаются между собой лишь длиной резьбы: длина резьбы в соединениях второй разновидности на 25 - 50 ⁰/₀ (в зависимости от диаметра труб) больше, чем первой. Соединения остальных разновидностей снабжены трапецеидальной резьбой.

Профиль резьбы имеет форму неравнобокой трапеции; сторона профиля, воспринимающая осевую нагрузку, наклонена к оси резьбы под углом 87⁰, тогда как другая, гораздо менее нагружаемая, - под углом 80⁰. Благодаря тому, что в соединениях с трапецеидальной резьбой угол наклона более нагруженной стороны профиля к оси резьбы значительно больше, чем в соединениях с треугольной резьбой (здесь он равен 60⁰), прочность первых при растяжении существенно больше, чем последних.

На концах труб ОТТГ и ТБО и в муфтах имеются гладкие уплотнительные конические поверхности. При свинчивании с натягом ниппельный конец такой поверхностью плотно прижимается к ответной поверхности муфты ОТТГ (муфтового конца трубы ТБО), благодаря чему достигается высокая герметичность соединения. В муфтах соединений ОТТГ и в муфтовых концах соединений ТБО есть упорные уступы. После докрепления соединения машиной торец трубы должен упираться в торец упорного уступа муфты по всему периметру стыка упорных поверхностей. Это позволяет предотвратить опасность чрезмерного натягивания конической поверхности одной детали на ответную коническую поверхность другой.

Обсадные трубы с короткой треугольной резьбой могут быть 19 размеров с условным диаметром в диапазоне от 114 до 508 мм (Условным называют наружный диаметр, округленный до целого числа). Ассортимент труб с соединениями других разновидностей меньше. По точности и качеству трубы могут быть двух исполнений А и Б; исполнение А более точное.

Трубы могут иметь небольшую овальность. Овальностью называют отношение разности наибольшего и наименьшего диаметров трубы к их полусумме. ГОСТом предусмотрено предусмотрено изготовление труб одного условного диаметра с разными толщинами стенок (от 5,2 до 16,5 мм - в зависимости от диаметра, группы прочности и конструкции соединения). Наиболее широк ассортимент труб из стали группы прочности Д. С увеличением группы прочности, как и с увеличением сложности конструкции соединения, а также стоимости труды ассортимент сокращается.

После изготовления трубы с навинченными муфтами и безмуфтовые трубы подвергаются гидравлическому испытанию. Давление гидравлического испытания рассчитывают так, чтобы приведенное напряжение в теле труб с условным диаметром по 219 мм исполнения Б было 80 ⁰/₀ от предела текучести. А в теле труб большего диаметра - 60 ⁰/₀.

2.2 Цементы и химические реагенты, используемые при цементировании

Тампонажные материалы - это такие материалы, которые при затворении водой образуют суспензии (обычно их называют растворами), способные в условиях скважины превратиться в твердый непроницаемый камень.

Тампонажные цементы подразделяются по следующим признакам:

- вещественный состав цемента;

- температура применения цемента;

- плотность тампонажного раствора;

- стойкость к виду агрессивного воздействия;

собственные объемные деформации цементного камня.

По вещественному составу тампонажные цементы разделяются на следующие группы:

- портландцементы (без добавок, кроме гипса);

- портландцементы с минеральными добавками не более 20 %;

- портландцементы со специальными добавками 20 - 80 %;

- цементы на основе глиноземистого клинкера;

- бесклинкерные цементы на основе известково-кремнеземистых вяжущих, доменных шлаков и других отходов металлургической промышленности, а также цементы на основе гипса, полимерные и композиции нескольких вяжущих веществ.

По температуре (⁰С) применяемые тампонажные цементы разделяются на следующие группы:

- для низких температур…………………………………….……<15

- для нормальных температур…………………………………..15 - 50

- для умеренных температур……………………………………50 - 100

- для повышенных температур………………………..………..100 - 150

- для высоких температур……………………………………....150 - 200

- для сверхвысоких температур……………………………..……>250

- для циклически меняющихся температур………………………...-

По плотности (кг/м³) получаемого тампонажного раствора тампонажные цементы подразделяются на следующие группы:

- легкие……………..………………………………………….…<1400

- облегченные………………………………………………….1400 - 1650

- нормальные…………………………………….…………….1650 - 1950

- утяжеленные………………………………………………….1950 - 2300

- тяжелые…………………………………………………………..>2300

По устойчивости к агрессивному воздействию на тампонажный камень пластовых сред тампонажные цементы подразделяются на следующие группы:

- стойкие к сульфатным средам;

- стойкие к кислым (углекислая, сероводородная) средам;

- стойкие к магнезиальным средам;

- стойкие к полиминеральным средам.

А так же цементы для применения в условиях отсутствия агрессивного воздействия пластовых жидкостей.

По величине собственных объемных деформаций при твердении:

-без особых требований;

-безусадочные - величина линейной деформации расширения после 3 суток твердения до 0,1 %;

-расширяющиеся - величина линейной деформации расширения после 3 суток твердения более 0,1 %.

2.2.1 Основные требования к тампонажным растворам

Рецептуру тампонажных растворов подбирает лаборатория Тампонажного управления, исходя из заданных сроков загустения при забойных условиях. Время начала загустение должно на 25% превышать время, необходимое для проведения процесса цементирования, но не более, чем на 30 - 45 мин.

Рецептура раствора подбирается для каждого конкретного цемента, который будет использован при цементировании обсадной колонны. При этом обязателен контроль загустевания смесей из бурового и тампонажного растворов.

Замедление сроков загустевания и схватывания обеспечивается введением в тампонажные растворы следующих материалов: декстрина, СВК, борной кислоты, лигносульфатов и др.

При наличии в цементируемом интервале скважины солевых отложений, затворение цементного раствора необходимо производить на соленасыщенной воде затворения.

Тампонажный раствор должен иметь высокую прокачиваемость, седиментационную и коагуляционную устойчивость.

При цементировании эксплутационных колонн применяются стабилизированные тампонажные растворы.

Для стабилизации раствора вводят реагенты: поливиниловый спирт, лигносульфонат, декстрин.

Для колонн, в компоновку которых включены пакеры типа ПФМ, понижение водоотдачи не требуется.

Прочностные характеристики цементного камня должны соответствовать ГОСТам и техническим условиям, предъявляемым к конкретному цементу или его смесям.

Для цементирования обсадных колонн в зависимости от геолого - технических условий следует применять облегченные (1500 - 1700 кг/м³), нормальной плотности (1800 - 2000 кг/м³) и утяжеленные (2000 - 2100 кг/м³) тампонажные растворы, а также различные комбинации вышеперечисленных растворов.

Для цементирования обсадных колонн рекомендуются следующие тампонажные материалы:

-Цемент ПЦТ - 50 (ГОСТ 1581 - 85) при температуре забоя 50⁰С;

-Цемент ПЦТ - 100 (ГОСТ 1581 - 91) для температур до 100⁰С;

-При температуре свыше 100⁰С применяются специальные цементы типа ШПЦС;

-Смесь портландцемента со сланцевой золой рекомендуется при отношении масс цемента и золы 9:1. при температуре свыше 70 ⁰С эта смесь является расширяющейся;

-Смеси портландцемента с бентонитом, керогеном, перлитом и другими добавками, которые относятся к облегченным тампонажным цементам;

-Смесь портландцемента с утяжелителем, которая относится к утяжеленным тампонажным цементам;

-Смесь портландцемента с песком.

Ускорение сроков схватывания холодных цементов достигается вводом в пресную жидкость затворения цемента хлористого натрия (NaCl) или или кальцинированной соды (CaCO₃). Количество ускорителя определяется по рецепту.

Для замедления сроков загустевания и схватывания при температурах свыше 40⁰С в тампонажный раствор добавляются реагенты - замедлители, например, декстрин.

Жидкость затворения готовится на основе пресной или соленой воде. Для приготовления соленой воды применяют хлористый натрий или сильвинит. Плотность соленой воды 1180 - 1200 кг/м³. приготовленная жидкость должна иметь отстой не менее 3 суток и очищена от механических примесей.

Наполнители вводятся как в жидкость затворения, цементный раствор, так и в цемент. Во всех случаях необходимо добиваться тщательного перемешивания смеси. Перемешивания тампонажных растворов в осреднительной емкости с помощью механических или гидравлических устройств осуществляется все время, пока приготавливается и откачивается тампонажный раствор.

2.2.2 Общие требования к буферным жидкостям

Перед тампонажным раствором в скважину закачивается буферная жидкость и вводится разделительная пробка (если это предусмотрено планом).

Плотность и вязкость буферной жидкости (если это не жидкость затворения) должны иметь значения, промежуточные между аналогичными параметрами бурового и тампонажного растворов.

Буферная жидкость не должна изменять свойства бурового и тампонажного растворов при смешивании с ними.

В качестве буферной жидкости могут быть использованы как химически инертные, так и химически активные составы. При цементировании обсадных колонн в наклонно - направленных скважинах предпочтение можно отдавать химически инертному вязкоупругому разделителю.

Буферная жидкость может быть комбинированной. В этом случае первая часть ее состоять из жидкости, позволяющей обеспечивать максимальное вытеснение, как вязкоупругий разделитель, например, а вторая - из жидкости, обладающей хорошими вымывающими свойствами или высокой физико - химической активностью.

Минимальный потребный объем буферной жидкости определяется, исходя из геометрических соотношений размеров скважины и длины цементируемого интервала (50 м заколонного пространства при цементировании кондукторов и 100 и - для других колонн). Максимальный объем должен учитывать условия, исключающие снижение гидростатического давления до значений, при котором возможно нарушение равновесия в системе “скважина - пласт” и не должен превышать 10 м³.

2.2.3 Добавки вводимые в тампонажный портландцемент

Тампонажный портландцемент представляет собой разновидность портландцемента - порошкообразного минерального (неорганического) вяжущего материала, состоящего главным образом из высокоосновных силикатов калия. Благодаря их особым свойствам, а также свойствам других искусственных минералов, входящих в состав портландцемента (алюминатов, фериттов кальция и др.), порошок портландцемента при смешивании с водой образует достаточно подвижную и не расслаивающуюся в определенном диапазоне концентраций суспензию, которая затвердевает в камневидное тонкопористое тело.

В скважинах с низкой температурой и особенно в холодное время года лучше применять цементы ПЦТ - Д0, содержащие относительно большое количество трехкальциевого алюмината. При гидротации таких цементов на начальной стадии выделяется большое количество тепла, что ускоряет схватывание и уменьшает опасность замерзания раствора при отрицательных температурах стенок скважины. Эти же цементы, как правило, более восприимчивы к действию ускорителей схватывания. Ускорению гидротации и схватывания, усилению раннего тепловыделения способствует тонкий помол цемента.