Тампонажный раствор что это

тампонажный раствор

3.29 тампонажный раствор: Твердеющий водный раствор на основе вяжущего, применяемый для закрепления несвязных грунтов, уплотнения пустот и трещиноватых пород.

3.9 тампонажный раствор : Твердеющий цементно-глинисто-песчаный раствор (ЦГПР), подаваемый в траншею для соединения сборных элементов и заполнения полостей между ними.

Смотреть что такое «тампонажный раствор» в других словарях:

тампонажный раствор — — [А.С.Гольдберг. Англо русский энергетический словарь. 2006 г.] Тематики энергетика в целом EN grouting mortar … Справочник технического переводчика

Раствор — – однородная смесь двух или большего числа компонентов, равномерно распределенных в виде атомов, ионов или молекул в жидкости или твердом веществе. [Тарасов В. В. Материаловедение. Технология конструкционных материалов: учебное пособие для… … Энциклопедия терминов, определений и пояснений строительных материалов

тампонажный камень — 3.20 тампонажный камень : Затвердевший тампонажный раствор. Источник … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

Раствор — Однофазная система, состоящая из растворенного вещества, растворителя и продуктов их взаимодействия Источник … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

Раствор тампонажный — – растворная смесь, применяют для разобщения пластов в различных геолого технических условиях; от – 15 до 250°С. и от 1 5 до 200 МПа в каналах заколонного пространства размером от нескольких миллиметров до 0 5 м, в каналах размером от … Энциклопедия терминов, определений и пояснений строительных материалов

раствор тампонажный — Растворная смесь, применяемая для тампонажа [Терминологический словарь по строительству на 12 языках (ВНИИИС Госстроя СССР)] Тематики строительные изделия прочие EN grouting mortar DE Dichtungsmörtel FR coulis de tamponnage … Справочник технического переводчика

раствор тампонажный — 3.19 раствор тампонажный : Строительный раствор, предназначенный для заполнения пустот в горных породах и пространства за обделкой подземных сооружений с целью повышения прочности и уменьшения водо и газопроницаемости. Источник … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

раствор тампонажный бесцементный — 3.23 раствор тампонажный бесцементный : Рационально составленная, перемешанная до однородного состояния смесь многокомпонентного бесцементного вяжущего, заполнителя, воды и добавок (по title= СП 82 101 98 Приготовление и применение растворов… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

РАСТВОР ТАМПОНАЖНЫЙ — растворная смесь, применяемая для тампонажа (Болгарский язык; Български) тампонажен разтвор (Чешский язык; Čeština) těsnicí roztok (Немецкий язык; Deutsch) Dichtungsmörtel (Венгерский язык; Magyar) tömítőhabarcs (Монгольский язык) бөглөх зуурмаг… … Строительный словарь

Портландцемент облегченный тампонажный — – тампонажный облег­ченный портланд­цемент получают путем совместного помола тампонажного портландцементного клин­кера, «облегчающей» добавки, и гипса или путем тщательно­го смешивания тех же мате­риалов, но раздельно из­мельченных.… … Энциклопедия терминов, определений и пояснений строительных материалов

Источник

Тампонажный цемент – свойства и сферы применения

На заключительном этапе работ по обустройству скважин пространство вокруг обсадной колонны заполняют специальным цементным раствором. При затвердевании он образует монолитную рубашку для защиты трубы от агрессивных сред и газов. Для приготовления состава используется тампонажный цемент ПТЦ – особый подвид портландцемента.

Особенности тампонажного цемента

Раствор для тампонажных работ приготавливают из цемента со специфическими свойствами. Материал:

Монолитная конструкция, выполненная из тампонажного раствора, на протяжении многих лет сохраняет целостность и не теряет прочности благодаря устойчивости к влиянию окружающих сред, в том числе агрессивных.

Cостав

Основой для производства тампонажного цемента служит измельченный клинкер (от 80%) и гипс (2-3,5%). К ним добавляются различные минеральные вещества для приготовления рабочих смесей с заданными свойствами. Применяется несколько видов тампонажных растворов:

К специальным тампонажным портландцементам относят сульфатостойкую смесь, устойчивую к агрессивным средам.

В сложных геологических условиях, в том числе если в разрезе имеются пласты поглощающие или склонные к гидроразрыву, цементирование глубоких скважин осуществляется с использованием облегченных растворов. Облегченный тампонажный цемент изготавливается путем введения добавок, снижающих плотность состава – золы, трепела, диатомита, алюмосиликатных микросфер и т.д.

Еще ниже плотность легких тампонажных цементов, предназначенных для работ на большой глубине и для ремонта разрушенных участков оболочки. Такие материалы проще закачивать, они обладают высокой адгезией и хорошо сцепляются со старой цементной оболочкой трубы, способны заполнять пустоты и трещины. Добавками служит каолин, полые алюмосиликатные микросферы и т.д.

Отличие тампонажного и расширяющегося цемента. При цементировании скважин в пористых и рыхлых горных породах требуется создать оболочку из цементного камня, не склонного к усадке.

Расширяющийся цемент содержит добавки, благодаря которым в цементном растворе происходят химические реакции с образованием кристаллических продуктов. Таким образом, раствор в процессе застывания увеличивается в объеме, при этом получившийся камень имеет плотную структуру. Обычные тампонажные цементы не расширяются при твердении.

Маркировка тампонажного цемента

Тампонажный цемент производится в соответствии с ГОСТ 1581-96. Материал имеет маркировку ПТЦ (портландцемент). В зависимости от характеристик и свойств, тампонажный цемент бывает:

В стандартной маркировке указывается тип цемента, его сульфатостойкость, средняя плотность, максимально допустимая температура применения, степень пластификации (ПЛ) или гидрофикации (ГФ), номер ГОСТа.

Рабочие характеристики зависят от марки тампонажного цемента и особенностей его изготовления. В таблице ниже приведены пределы, в которых могут варьироваться показатели материала.

230-270

Данные характеристики тампонажного цемента приводятся в сертификате на продукцию вместе с информацией о дате изготовления и объеме партии материала.

Сферы применения

Применение тампонажного цемента обусловлено его главным качеством: материал имеет высокие показатели прочности с самого начала затвердевания. Данный вид цемента в первую очередь предназначен для тампонирования нефтегазовых скважин. В процессе цементирования одновременно вытесняется буровая смесь.

Тампонажный цемент для скважин закачивается с помощью насосного оборудования – чтобы обеспечить текучесть раствора объем воды должен превышать объем сухих компонентов в два раза. Получившаяся масса (пульпа) характеризуется высокой подвижностью, после затвердевания она образует плотный монолит, не склонный к усадке, между обсадной трубой и стенками скважины. При этом материал плотно сцеплен как с трубой, так и со стенками пробуренного в горных породах ствола.

Цементная оболочка служит защитой обсадной трубы от сдвижек пластов, от контакта с грунтовыми водами, агрессивными газообразными средами. Тампонажный цемент применяется для укрепления дна скважины и сокращения ее глубины, для устранения повреждений самой обсадной колонны.

В строительстве данный вид цемента практически не используется. Исключением служит применение тампонажного цемента для фундамента из буровых свай, которые устанавливаются на сложных грунтах.

Заключение

Производители тампонажных цементов выпускают материалы с различными характеристиками для применения в любых условиях.

При подборе марки ПТЦ учитывается:

Чтобы готовый монолит отвечал всем требованиям, важно использовать свежий тампонажный цемент, который хранился в герметичной упаковке.

Источник

Промывочные тампонажные растворы

Цементирование (тампонаж) нефтяной скважины

По мере увеличения глубины скважины требуется проводить цикл работ по укреплению стволового пути, включающий спуск обсадной колонны и тампонаж затрубного сектора. Так как в качестве тампонажного промывочного раствора обычно (но не всегда) применяются рабочие жидкости, содержащие цемент, этот технологический прием получил дублирующее название «цементирование скважины». Для дальнейшей успешной эксплуатации скважины процесс укрепления стенок цементированием и, в частности, качество образующегося цементного камня, играет первостепенную роль. Состав тампонажных промывочных растворов должен обеспечить:

Ввиду того, что цементный камень не подлежит замене и должен обеспечить надежное функционирование скважины во все время эксплуатации цементирование колонны необходимо выполнять в строгом соответствии с разработанными техническими регламентами, обеспечивая наличие и использование качественных тампонажных реагентов.

Цементирование колонны включает в себя цикл работ по приготовлению промывочного тампонажного раствора и нагнетании его в скважину, в затрубный промежуток. Во время проведения работ ведется постоянный контроль за параметрами промывочного тампонажного раствора и его соответствия технологическим характеристикам. После проведения цементажа скважины, через время, требующееся для затвердевания раствора, проводится исследование качества выполненных работ и, при соответствии цементного камня расчетным технологическим параметрам, процесс цементирования объекта считается законченным.

В качестве цементирующей составляющей промывочных тампонажных растворов используются портландцементы и доменные шлаки.

На месторождениях с АВПД (аномально высоким давлением) работы по цементажу скважин производятся многоступенчатым методом, при этом плотность бурового тампонажного раствора увеличивают до максимально возможной величины. Помимо этих технологических приемов, во избежание заколонных нефтегазоводопроявлений, используют седиментационноустойчивые тампонажные компоненты, обеспечивающие ускоренное «схватывание» цементной смеси. В результате обработки стенки скважины успешно противостоят проницаемости пластов.

Добавки, улучшающие свойства тампонажных растворов

Для улучшения рабочих характеристик промывочного тампонажного раствора в качестве дополнительно используемых добавок используются:

Общим недостатком практически всех цементных смесей является низкая коррозионная стойкость полученного цементного камня, усадка его во время дальнейшей эксплуатации и возможность проникновения вод через поры.

Комбинированные полимерно-цементные растворы

Комбинированные растворы получаются путем сочетания в тампонажном растворе цементной суспензии и раствора полиакриламида или гипана. Для приготовления комбинированной смеси используются следующая пропорция компонентов:

Из-за высокой вязкости полиакриламид предварительно разводят до концентрации трехпроцентного раствора и вводят в цементную массу непосредственно в буровых трубах, чтобы избежать преждевременного схватывания.

Тампонажные растворы на основе «Ультрацемета»

Источник

Тампонажные растворы на мелкофракционном гранулированном пеностекле

Тампонажные растворы — это комбинации спецматериалов или составов, используемых для тампонирования нефтяных и газовых скважин.

С целью разобщения пластов в обсадную колонну закачивают цементный раствор, который вытесняет находящийся в ней буровой раствор, и продавливают в затрубное пространство на расчетную высоту. Процесс транспортирования (закачивания) цементного раствора в затрубное пространство называется процессом цементирования скважины.

Таким образом достигается разобщение пластов, колонна закрепляется по окончании ожидания затвердевания цемента, что предотвращает ее возможные перемещения внутри скважины и исключается возможность коррозии колонны. Для этого процесса применяют тампонажные растворы.

Требования к тампонажным растворам

Функции тампонажного раствора и камня обусловлены целью тампонирования, и в зависимости от этого к исходному тампонажному раствору предъявляются различные требования.

Гранулированное пеностекло в тампонажных растворах

На сегодня применение цементных тампонажных растворов с добавлением пористых пеностекольных гранул обеспечивает подъем тампонажного раствора до запланированного уровня со снижением затрат на строительство скважин (снижаются затраты по подготовке ствола скважины к креплению) и повышение качества цементирования.

Источник

Тампонажный раствор что это

Рост технологических показателей глубокого бурения на нефть и газ во многом зависит от организации технологии промывки скважин, состава применяемых буровых растворов и их технологических свойств.

Под технологическими свойствами буровых растворов следует понимать влияние промывочных средств на буримость горных пород, фильтрационные процессы, очистку ствола и забоя скважины, устойчивость стенок ствола, сложенными неустойчивыми породами, снижение сопротивлений движению бурильного инструмента при его контакте с глинистой коркой и стенками скважины, раскрытие и освоение коллекторов, содержащих нефть и газ.

Технологические свойства буровых растворов существенно влияют на работоспособность буровых долот, забойных гидравлических и электрических двигателей, бурильных и обсадных труб и другого подземного бурового оборудования.

Понятие «буровые растворы» охватывает широкий круг жидких, суспензионных, аэрированных сред, имеющих различные составы и свойства. Термин « буровой раствор» стали применять вместо его синонимов – «глинистый раствор», «промывочный раствор», «промывочная жидкость».

Тампонажные растворы применяются при креплении обсадных колонн к стенкам скважины, а также при ремонте скважин. В отличие от буровых растворов тампонажные способны превращаться в твердое тело. В подавляющем количестве случаев в качестве вяжущего вещества в тампонажных растворах используется портландцемент. Поэтому в учебных пособиях термин «крепление скважин» отождествляется с термином «цементирование скважин».

Как показывает практика, качество приготавливаемых и закачиваемых в скважину буровых и тампонажных растворов, успех проводимых операций зависит в первую очередь от умения и знаний обслуживающего персонала.

Знание основ физико-химических процессов, происходящих в растворах, обрабатываемых различными реагентами, воздействия этих реагентов на растворы, стенки скважины и пласты, а также мастерство и умение управлять сложным буровым и цементировочным оборудованием – залог успешного проведения операций.

Часть 1 БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ

Технологические функции бурового раствора

Буровой раствор в процессе бурения осуществляет ряд функций, которые тем разнообразнее, чем сложнее процесс бурения: глубже скважина, неустойчивее ее стенки, выше давление газа и нефти в разбуриваемых горизонтах.

Процесс бурения представляет собой совокупность различных операций, определяющих технологию проходки скважины, поэтому функции называются технологическими.

1 Гидродинамические функции осуществляются потоком раствора в скважине и заключаются в следующем:

— в выносе выбуренной породы (шлама) из скважины;

— в переносе энергии от насосов к забойным двигателям (турбобурам);

— в размыве породы на забое скважины (гидромониторный эффект);

— в охлаждении долота в процессе бурения.

2 Гидростатические функции осуществляются покоящимся буровым раствором. К этой группе функций относятся:

— удержание частиц выбуренной породы и утяжелителя во взвешенном состоянии при прекращении циркуляции бурового раствора;

— создание гидростатического давления на стенки скважины, сложенные слабосцементированными или пластичными породами;

— уменьшение нагрузки на талевую систему.

3 Функции, связанные с процессом коркообразования

Буровой раствор, представляющий собой тонкую взвесь коллоидных частиц (твердой фазы) в жидкой среде, в процессе движения в пласт образует на его поверхности и в порах фильтрационную корку, препятствующую или замедляющую дальнейшее поступление раствора. Этот процесс разделения жидкой и твердой фаз, в результате чего происходит кольматация (закупоривание) стенок скважины, называется фильтрацией. К этой группе функций относятся:

— уменьшение проницаемости пористых стенок скважины;

— сохранение или усиление связности слабосцементированных пород;

— уменьшение трения бурильных и обсадных труб о стенки скважин.

4 Физико-химические функции заключаются в добавлениях к буровому раствору специальных химических реагентов в процессе бурения скважины, которые принято называть химической обработкой. К этим функциям относятся:

— сохранение связности пород, образующих стенки скважины;

— предохранение бурового оборудования от коррозии и абразивного износа;

— сохранение проницаемости продуктивных горизонтов при их вскрытии;

— сохранение необходимых характеристик бурового раствора в процессе бурения скважины;

— улучшение буримости твердых пород.

К прочим функциям бурового раствора относятся:

— установление геологического разреза скважины (по составу шлама);

— сохранение теплового режима многолетнемерзлых пород.

Коллоидно-химические свойства буровых растворов

Буровые растворы представляют собой физико-химические системы, состоящие из двух или более фаз. Однофазные системы из двух или более веществ, не имеющие между компонентами поверхности раздела, называются гомогенными (истинные растворы). Системы, между фазами которых существуют реальные поверхности раздела, называются гетерогенными. К ним относится большинство буровых и тампонажных растворов.

Дисперсной фазой дисперсионной системы называется вещество, мелко раздробленной и равномерно распределенное в другом веществе, получившем название дисперсионной среды. И фаза, и среда могут быть твердыми, жидкими и газообразными. Буровые и тампонажные растворы относятся к полидисперсным системам, т.е. имеющим частицы дисперсной фазы различных размеров.

Из грубодисперсных систем в качестве бурового раствора применяют суспензии, эмульсии и аэрированные жидкости.

Суспензии – мутные жидкости с находящимися в них во взвешенном состоянии частицами твердого вещества. Эти частицы под влиянием силы тяжести оседают, т.е. седиментируют.

Аэрированной жидкостью называют многофазную систему, содержащую дисперсную фазу в виде пузырьков воздуха. Если воздух играет роль среды, то такие жидкости называются пенами.

Основные свойства дисперсных систем

Из всех дисперсных систем наиболее полно отвечают требованиям, предъявляемым к буровым растворам, коллоидные системы. По молекулярно-кинетической теории внутреннее сцепление тел обусловлено силами взаимодействия молекул. Внутри тела (жидкости) эти силы уравновешены. Силы притяжения молекул, расположенных на поверхности раздела двух фаз, не уравновешены. В результате избытка сил притяжения со стороны жидкости молекулы с границы раздела стремятся втянуться внутрь, поэтому поверхность раздела стремится к уменьшению. В связи с этим поверхностные молекулы на разделе фаз обладают некоторой некомпенсированной избыточной энергией, называемой поверхностной. Поверхностное натяжение можно представить как работу образования 1м2 поверхности (Дж/м2). Таким образом, ПАВ – это вещества, понижающие поверхностное натяжение.

Большое значение в характеристике дисперсных систем имеет явление смачиваемости. Смачивание жидкостью твердого тела можно рассматривать как результат действия сил поверхностного натяжения. Она характеризуется величиной краевого угла.

Различают кинетическую (седиментационную) и агрегативную устойчивости. Кинетическая обеспечивается седиментацией и броуновским движением, а агрегативная определяет способность частиц дисперсной фазы не слипаться. По агрегативному состоянию и механическим свойствам различают свободно-дисперсные (или бесструктурные) и связно-дисперсные (структурированные) системы. Первые отличаются подвижностью и не оказывают сопротивления сдвигу. Связнодисперсная система получила название «геля» и отличается наличием сплошной пространственной структуры. Она обладает вязкостью, пластичностью, прочностью, упругостью и т.п.

Коагуляция- укрупнение (слипание, слияние) частиц дисперсной фазы под действием молекулярных сил сцепления или сил тяжести.

Флокуляция – слипание гидрофобных минеральных частиц в хлопья. Гидрофобная коагуляция характеризуется полным расслоением дисперсной системы на жидкую и твердую фазы.

Структурообразование – это способность коллоидных частиц в неподвижном растворе слипаться по краям и образовывать сотообразную структуру, заполняющую весь объем раствора.

Основные параметры буровых растворов

Плотность (ρ, г/см3) – это отношение массы бурового раствора к его объему. Различают кажущую и истинную плотности. Первая характеризует раствор, выходящий из скважины и содержащий газообразную фазу, а вторая – раствор без газообразной фазы.

Условная вязкость (Т, сек) – величина, определяемая временем истечения из стандартной воронки 500 см3 бурового раствора и характеризующая подвижность бурового раствора.

Показатель фильтрации косвенно характеризует способность бурового раствора отфильтровываться через стенки ствола скважины.

Коэффициент трения (Ктр) – величина, определяемая отношением силы трения между двумя металлическими поверхностями в среде бурового раствора к прилагаемой нагрузке.

Толщина фильтрационной корки (К, мм) – фильтрационная корка образуется в результате отфильтровывания жидкой фазы бурового раствора через пористую систему.

Концентрация водородных ионов, определяемая величиной рН, характеризует щелочность бурового раствора. Чем больше рН, тем щелочность выше.

Материалы для приготовления буровых растворов

Глинистые минералы состоят из мельчайших плоских кристалликов-пластинок, между которыми проникают молекулы воды. Это и есть процесс распускания глины.

Натрий и кальций, не входящие в состав кристаллической решетки глинистых минералов, содержатся в поверхностном слое частиц глины. Поверхность глинистой частицы заряжена отрицательно, в то время как катионы натрия и кальция образуют «облако» в некотором отдалении от поверхности глины. Появление такого отрицательного заряда при распускании глины в воде является одной из причин устойчивости глинистых суспензий. По наименованию этих катионов, обеспечивающих защиту частиц от слипания, глины называют натриевыми и кальциевыми.

Вторым материалом для приготовления буровых растворов является органо-минеральное сырье (ОМС). Это природный материал, представляющий собой донные илистые органогенные отложения водоемов. На основе ОМС сначала готовится сапропелевая паста (вода + ОМС + каус-тическая сода), затем раствор (путем разбавления водой на буровой).

Химические реагенты для обработки буровых растворов

Реагенты–стабилизаторы представляют собой высокомолекулярные органические вещества, высокогидрофильные, хорошо растворимые в воде с образованием вязких растворов. Механизм действия заключается в адсорбции на поверхности коллоидных частиц и гидрофилизации последних.

Реагенты-стабилизаторы 1-ой группы используют как понизители фильтрации, 2-ой группы – понизители вязкости (разжижители). Чем больше молекулярная масса, тем эффективнее реагент. Когда структура молекулы представлена переплетающимися цепочками, реагент является понизителем фильтрации, но вязкость при этом повышается. Глобулярная форма молекулы присуща реагентам второй группы.

Крахмальный реагент получают путем гидролиза в щелочной среде. Он является понизителем фильтрации соленасыщенных буровых растворов.

2 Реагент, связывающий двухвалентные катионы

Двухвалентные катионы находятся в пластовых водах и разбуриваемых породах и, поступая в буровой раствор, ухудшают его качество. Источником Са++ является цемент (при разбуривании цементного стакана после установки цементного моста). Для связывания ионов кальция применяют углекислый натрий (кальцинированную соду).

Са SО4 + Nа2CO3 = СаСО3 + Nа2 SО4

Вместо ионов Са++ в растворе образуется нерастворимый углекислый кальций.

3 Регуляторы щелочности

По мере увеличения щелочности скорость распускания глины и ОМС сначала возрастает, а затем уменьшается. Большинство применяемых реагентов-стабилизаторов имеют рН 9-13. Суспензия глины имеет рН 7-8. Величина оптимальной щелочности – 9-11.

Едкий натр (гидрат окиси натрия, каустическая сода).

4 Смазочные добавки

В основе смазывающего действия, уменьшающего трение, лежит адсорбционный эффект. Действие реагента как смазывающей добавки зависит от его способности адсорбироваться на металле и сопротивляться выдавливанию при сближении трущихся поверхностей деталей инструмента. Смазки применяют для снижения трения между бурильными трубами и фильтрационной коркой при вращении.

Смазки ЗГВ-205, АКС-303, СК, нефть и др.

Если пена находится на поверхности, она сама быстро разрушается, если она внутри жидкости, только наиболее крупные пузыри способны всплыть, преодолевая прочность структуры. Но при перемешивании пузырьки встречаются в глубине и слабая поверхностная пленка, из которой ПАВ вытеснил пенообразователь, не может противостоять слиянию пузырьков. Они увеличиваются в размерах, всплывают и лопаются.

Вспененный раствор обладает высокими значениями структурно-механических характеристик. Ухудшается работа насосов.

Пеногасители: оксаль(Т-80), сивушное масло (применялось ранее), АКС-20.

6 Утяжелители буровых растворов

Степень дисперсности утяжелителя называется тонкостью помола.

Утяжелители: мел, доломит, барит, гематит, магнетит.

Выбор типа бурового раствора для бурения скважин

Наличие соленосных пород в геологическом разрезе месторождений Беларуси обусловило условное подразделение на части: надсолевую, верхнесоленосную, межсолевую, нижнесоленосную и подсолевую. В зависимости от вскрываемого разреза необходимо использовать несколько типов бурового раствора. Выбор типа раствора является одним из основных элементов технологии проводки скважин. Он определяет номенклатуру реагентов и материалов для его создания и эксплуатации.

Надсоль бурят пресным сапропелевым раствором (при мощности до 800 м), пресным глинистым, обработанным Лигнополом (от 800 до 2000 м) и пресным сапропелевым, обработанным Лигнополом (более 2000 м).

Соленосные комплексы бурят тремя типами растворов:

— соленасыщенным глинистым, обработанным крахмальным реагентом «Фито-РК»;

-соленасыщенным сапропелевым, обработанным крахмальным реагентом «Фито-РК»;

— соленасыщенным глинистым, обработанным Лигнополом.

Межсолевые и подсолевые отложения, являющиеся продуктивными, бурят в основном пресным сапропелевым раствором (в случае перекрытия соленосных отложений колонной) и соленасыщенным, который использовался при бурении основного ствола, если соленосные отложения не перекрывались колонной.

Буровые растворы для вскрытия продуктивных отложений не требуют обработки химическими реагентами.

Часть 2 Тампонажные растворы (ТР)

Для извлечения нефти надо создать долговечный устойчивый канал, соединяющий продуктивный горизонт с резервуарами. Для транспортировки нефти или газа надо разобщить пласты горных пород и закрепить стенки скважины.

При креплении скважин применяются металлические трубы, которые, свинчивая в колонну, спускают в пробуренную скважину на определенную глубину. Эти трубы и колонна называются обсадными.

С целью разобщения пластов в обсадную колонну закачивают цементный раствор, который вытесняет находящийся в ней буровой раствор, и продавливают в затрубное пространство на расчетную высоту. Процесс транспортирования (закачивания) цементного раствора в затрубное пространство называется процессом цементирования скважины.

Тампонажные растворы – это комбинации спецматериалов или составов, используемых для тампонирования. Тампонажные смеси с течением времени могут затвердевать с образованием тампонажного камня или загустевать, упрочняться, оставаясь вязкой или вязко-пластичной системой.

По виду тампонирование делят на:

— технологическое, выполняемое в процессе сооружения скважины;

— ликвидационное, проводимое для ликвидации скважины после выполнения целевого назначения.

Функции тампонажного раствора и камня обусловлены целью тампонирования и в зависимости от этого к исходному тампонажному раствору предъявляются различные требования.

Требования к тампонажному раствору

1 Технического характера:

— способность проникать в любые поры и микротрещины;

— хорошая сцепляемость с обсадными трубами и горными породами;

— восприимчивость к обработке с целью регулирования свойств;

— отсутствие взаимодействия с тампонируемыми породами и пластовыми водами;

— устойчивость к размывающему действию подземных вод;

— стабильность при повышенных температуре и давлении;

— отсутствие усадки с образованием трещин при твердении.

2 Технологического характера:

— хорошая прокачиваемость буровыми насосами;

— небольшие сопротивления при движении;

— малая чувствительность к перемешиванию;

— возможность комбинирования с другим раствором;

— хорошая смываемость с технологического оборудования;

— легкая разбуриваемость камня.

3 Экономического характера:

— сырье должно быть недефицитным и недорогим;

— не влиять отрицательно на окружающую среду.

Классификация тампонажных растворов

В зависимости от вяжущей основы ТР делятся:

— растворы на основе органических веществ (синтетические смолы).

Жидкая основа ТР – вода, реже – углеводородная жидкость.

В зависимости от температуры испытания применяют:

— цемент для «холодных» скважин с температурой испытания 22оС;

— цемент для «горячих» скважин с температурой испытания – 75оС.

По плотности ТР делят на:

— легкие – до 1,3 г/см3

— облегченные – 1,3 – 1,75 г/см3;

— тяжелые – больше 20,20 г/см3.

По срокам схватывания делят на:

— быстро схватывающиеся – до 40 мин;

— ускоренно схватывающиеся – 40 мин- 1час 20 мин;

— медленно схватывающиеся – больше 2 час.

Основные технологические параметры ТР

Цементным тестом называется смесь цемента с водой. Цемент перед испытанием просеивается через сито 80 мкм.

Водо-цементное отношение – В/Ц – отношение объема воды к весу цемента.

Тесто готовится вручную в сферической чаше в течение 3 минут или на специальных мешалках 5 минут.

Растекаемость, см – определяет текучесть (подвижность) цементного раствора.

Плотность, г/см3 – отношение массы цементного раствора к его объему.

Фильтрация или водоотдача, см3 за 30мин – величина, определяемая объемом жидкости затворения, отфильтрованной за 30 минут при пропускании цементного раствора через бумажный фильтр ограниченной площади под давлением 1 атм.

Седиментационная устойчивость цементного раствора – определяется водоотделением, т.е. максимальным количеством воды, способным выделиться из цементного раствора в результате процесса седиментации.

Требования к тампонажному камню

Достаточная механическая прочность.

Непроницаемость для бурового раствора, пластовых вод и газа.

Стойкость к коррозионному воздействию пластовых вод.

Сохранение объема при твердении и упрочнении.

Уровень требований к параметрам зависит от цели тампонирования.

Измеряемые характеристики тампонажного камня:

— прочность на изгиб и сжатие;

— объемные изменения при твердении.

Материалы для приготовления тампонажных растворов

на неорганической основе : вяжущие- цементы, гипс, известь;

на органической основе: синтетические смолы, битумы, латексы;

жидкости затворения: пресная вода, минерализованная вода, углеводородные жидкости;

добавки, регулирующие плотность растворов, придания им закупоривающих свойств (наполнители), снижения стоимости;

материалы для регулирования сроков схватывания и реологических характеристик (реагенты).

Утяжелители для тампонажных растворов

Предупреждение осложнений при цементировании достигается регулированием противодавления на пласты, что может быть обеспечено применением тампонажных растворов с увеличенной плотностью. Для этого необходимо повышать плотность дисперсионной среды или твердой фазы. Распространен второй способ, при котором утяжеление достигается:

совместным помолом клинкера и утяжеляющих добавок;

увеличением окиси железа в портландцементе.

Реагенты для регулирования свойств тампонажных растворов

Ускорители сроков схватывания: это в основном электролиты и такие вяжущие, как гипс и глиноземистый цемент. Самый распространенный – хлористый кальций. Хлористый калий, силикат натрия, хлорид натрия, кальцинированная сода и др.

Пластификаторы – применяют для повышения текучести растворов. ССБ, ГКЖ, ПЛС, С-4 и др.

Понизители фильтрации (водоотдачи) – являются стабилизаторами дисперсных систем и поэтому снижают фильтрацию. Бентонитовая глина, ПАА, декстрин, КМЦ, ПВТ-ТР и др.

Источник