Что такое тампонажный раствор

Промывочные тампонажные растворы

Нефтяная скважина — это горная выработка округлого сечения, предназначенная для получения и транспортирования углеводородного полуфабриката из недр. Тампонажный промывочный раствор применяется в бурении для достижения увеличения срока функциональной пригодности скважины, наряду с технологическим процессом разобщения пластов обсадными колоннами.

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:

  • безпустотное, сплошное заполнение зоны между обсадной колонной и стволовыми стенками забоя;
  • расчетную величину адгезии как со стенками обсадных труб, так и со стволовой поверхностью скважины;
  • изоляцию и разобщение продуктивных и проницаемых пластов;
  • защиту затрубного пространства от проникновения нефти и (или) газонефтяной смеси под воздействием избыточного пластового давления;
  • укрепление обсадной колонны в толще разрабатываемой породы;
  • антикоррозийную протекцию металлических частей обсадной колонны от окислительного разрушения межпластовыми водами;
  • частичную разгрузку буровой колонны от экстернального давления.

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.

Портландцемент — основа тампонажного промывочного раствора

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

Портландцемент — это сыпучий материал с вяжущими свойствами, получаемый в результате одновременного размола гипса, клинкера и (или) гранулированных доменных шлаков. При этом количество гипса в полученной смеси регламентируется в пределах 1,5-3,5%. Портландцементные тампонажные смеси обладают способностью затвердевания и превращения в минеральное соединение, характеризующееся повышенной механической прочностью, через некоторое время после разведения компонентов в воде. Цементный камень образуется в результате реакций гидратации и гидролитической диссоциации клинкерных элементов (кальциевых алюминатов, алюмоферритов, силикатов). Таким образом именно минеральный состав клинкера играет главную роль при протекании химических реакций, определяющих скорость затвердевания промывочного тампонажного раствора и финишных функциональных свойствах полученного бетона.

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:

  • хлористый кальций и карбонат натрия. Применяются для сокращения сроков схватывания бетона. Добавление ускорителей в воду или в сухие компоненты позволяет получить БСС (быстросхватывающиеся смеси), которые используются при температуре скважины в пределах до 50-65°С. БСС с расширительными свойствами получают, добавляя к исходному сырью до 10-30% гипсоглиноземистого цемента. БСС на основе пуццолановых цементов отличаются низкой плотностью и высоким порогом интенсивности загустевания;
  • гипс. Добавление гипса позволяет сократить срок твердения, в результате чего высокопрочный камень получается уже через 3-4 часа после закачки промывочного тампонажного раствора. Чтобы процесс схватывания не начался уже в бурильных трубах, в них специально добавляются замедлители процесса. Гипсо-цементные тампонажные суспезии гораздо более стойки к разбавлению водой, чем обычные цементные и применяются при наличии водяных пропластков;
  • бентонит, применение которого увеличивает стартовую подвижность промывочного тампонажного раствора, что оптимизирует работу по закачке, особенно при необходимости применения высокой плотности цементирующего материала. Глиноцементные смеси обеспечивают стабильную вязкость рабочего материала во время продавливания его в зону поглощения, после чего происходит резкое увеличение параметра и наступление периода пластической прочности. Для улучшения характеристик бентонитовых смесей и нивелирования воздействия пластовых вод до начала твердения возможно добавление в раствор натриевого или калиевого силиката, в количестве 3-10% от массы цемента ;
  • цементно-смолистая композиция (ЦСК) с использованием пластификатора ТЭГ-1 (эпоксидной алифатической смолы). Смола представляет собой вязкую жидкость желтого цвета, способную растворяться в воде. Используется при наличии осложнения скважины в виде близкорасположенных водоносных пластов;
  • углеводородные добавки (дизельное топливо, добавляемое в количестве 30%). Соляро-цементные смеси используют при необходимости закачки раствора на большую глубину. Цементная составляющая инертна к углеводородам и раствор приобретает вязкость и пластическую прочность только после замещения дизтоплива водой. Для усиления прочности бетона и снижения материальных затрат допускается введение в массу до 50% кварцевого песка.

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:

  • ¾ тампонажный цемент;
  • ¾ вода в соотношении 60% от массы сухого цемента;
  • ¾ хлористый кальций (2,5-5%);
  • ¾ полиакриламид (0,15-0,20%).

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»

Цементирование обсадной колонны скважины и тампонаж

Цементирование (тампонирование) — одна из самых ответственных операций, от успешности которой зависит дальнейшая нормальная эксплуатация скважины

Цементирование обсадной колонны — одна из самых ответственных операций, от успешности которой зависит долговечность и дальнейшая нормальная эксплуатация скважины.
Цементирование — закрепление обсадной колонны на стенке ствола скважины и отсечение избыточных флюидов от попадания в ствол скважины посредством нагнетания цементного раствора по обсадной трубе и вверх по кольцевому зазору.
Это процесс закачивания тампонажного раствора в пространство между обсадной колонной и стенкой скважины.
Способ цементирования выбирают в зависимости от вида колонны, спущенной в пробуренный ствол (сплошной или хвостовика).

Рис 1. Схема этапов выполнения 1- циклового цементирования обсадной колонны:I — начало подачи цементного раствора в скважину, II — подача закачанной порции цементного раствора по обсадной колонне, III — начало продавки в затрубное пространство, IV — окончание продавки;
1 — манометр, 2 — цементировочная головка, 3 — верхняя пробка, 4 — нижняя пробка, 5 — цементируемая обсадная колонна, 6 — стенки скважины, 7 — стоп-кольцо, 8 — продавочная жидкость, 9 — буровой раствор, 10 — цементный раствор.

Одноступенчатое цементирование.
После окончания спуска сплошной эксплуатационной колонны в процессе подготовки скважины к цементированию:

  • колонну обсадных труб периодически расхаживают,
  • непрерывно промывают скважину для предотвращения прихвата колонны,
  • башмак ее устанавливают на 1-2 м выше забоя,
  • устье оборудуют цементировочной головкой,
  • закачивают расчетный объем цементного раствора.

Прокачав расчетное количество цементного раствора, отвинчивают стопорные болты на цементировочной головке и закачивают расчетное количество продавочного бурового раствора.
Как только заливочная (нижняя) пробка дойдет до упорного кольца — стоп, наблюдается резкий подъем давления, так называемый удар.
Давление повышается на 4 – 5 МПа.
Под его воздействием диафрагма, перекрывающая канал в нижней пробке, разрушится.
После разрушения диафрагмы раствору открывается путь в затрубное пространство.
Когда до окончания продавки остается 1 – 2 м 3 продавочной жидкости, интенсивность подачи резко снижают.
Закачку прекращают, как только обе пробки (верхняя и нижняя) войдут в контакт, что определяется по резкому повышению давления на цементировочной головке.
В обсадной колонне под упорным кольцом остается некоторое количество раствора, образующего стакан высотой 15 – 20 м.
Если колонна оснащена обратным клапаном, можно приоткрыть краны на цементировочной головке и снизить давление.
На этом процесс цементирования заканчивается.
Краны на головке закрывают, и скважину оставляют в покое на срок, необходимый для твердения цементного раствора.
При цементировании неглубоких скважин с небольшим подъемом раствора за колонной в качестве продавочной жидкости применяют обычную воду.

Многоступенчатое цементирование
Многоступенчатое цементирование — цементирование нескольких горизонтов (интервалов) пласта за обсадной колонной скважины с использованием соединений с отверстиями.
При этом, обсадная колонна на разных уровнях оснащена дополнительными приспособлениями (заливочными муфтами), позволяющими подавать тампонажный раствор в затрубное пространство поинтервально на разной глубине.

Распространено 2-ступенчатое цементирование — раздельное последовательное цементирование 2 х интервалов в стволе скважины (нижнего и верхнего).

Преимущества в сравнении с 1 — ступенчатым:

  • позволяет снизить гидростатическое давление на пласт при высоких уровнях подъема цемента,
  • существенно увеличить высоту подъема цементного раствора в затрубном пространстве без значительного роста давления нагнетания;
  • уменьшить загрязнение цементного раствора от смешения его с промывочной жидкостью в затрубном пространстве;
  • избежать воздействия высоких температур на свойства цементного раствора, используемого в верхнем интервале, что позволяет эффективнее подбирать цементный раствор по условиям цементируемого интервала.

Рис. 2 Заливочная муфта для ступенчатого цементирования:
а — при цементировании первой ступени, б — при цементировании второй ступени;
1 — корпус, 2 — верхнее седло, 3 — верхняя втулка, 4 — заливочные отверстия, 5 — нижнее седло, 6 — нижняя втулка

Для проведения 2-ступенчатого цементирования в обсадной, колонне на уровне, соответствующем низу верхнего интервала, устанавливают специальную заливочную муфту (рис. 2).

Подготовку скважины аналогична 1- ступенчатому цементированию.
После промывки скважины и установки на колонну цементировочной головки приступают к закачке 1 й порции цементного раствора, соответствующей цементируемому объему 1 й ступени. Закачав нужный объем цементного раствора, в колонну вводят верхнюю пробку 1 й ступени, которая проходит через заливочную муфту (рис. 2, а).
Продавочной жидкостью вытесняют раствор в затрубное пространство.

Читайте также  Сколько цемента на куб кладки

После закачки объема продавочной жидкости, равного внутреннему объему обсадной колонны в интервале между заливочной муфтой и упорным кольцом, освобождают находящуюся в цементировочной головке нижнюю пробку 2 й ступени.
По достижении заливочной муфты, пробка садится во втулку, резко понижая давление нагнетания, но под давлением смещает ее вниз, открывая сквозные отверстия в муфте (рис. 2, б). .

При использовании способа непрерывного цементирования, тампонажный раствор для цементирования второй ступени закачивают тотчас за нижней пробкой второй ступени.
2-ступенчатое цементирование с разрывом — после открытия отверстий в заливочной муфте возобновляют циркуляцию бурового раствора, а тампонажный раствор 2 й ступени подают в скважину спустя некоторое время, к примеру, после схватывания раствора 1 й порции.

Цементирование хвостовика.
После промывки ствола скважины на устье ее устанавливают цементировочную головку, в которую вставляют верхнюю секцию разделительной заливочной пробки.
Закачивают расчетное количество цементного раствора, который продавливают буровым раствором или водой.
Когда раствор будет продавлен в объеме, равном внутреннему объему бурильных труб, верхняя секция пробки войдет в нижнюю и перекроет отверстия кольца.
При этом давление в бурильных трубах резко возрастет.
Шпильки, удерживающие нижнюю секцию в переводнике, срезаются, и обе секции, как одно целое, перемещаются вниз по хвостовику до резкого подъема давления.
После этого колонну необходимо посадить на забой, и путем вращения инструмента по часовой стрелке освободить бурильные трубы с переводником от хвостовика и вымыть излишек цементного раствора.
Через 16-20 часов следует определить высоту подъема цемента за колонной, оборудовать устье скважины, испытать колонну на герметичность и перфорировать в интервале продуктивного пласта.
Заключительный этап процесса восстановления скважины методом зарезки и бурения 2 го ствола — испытание эксплуатационной колонны на герметичность, перфорирование отверстий против продуктивного горизонта и освоение скважины (вызов притока нефти или газа из пласта).

Тампонаж
Тампонирование (цементирование) скважин — технологический процесс упрочнения затрубного пространства и обсадной колонны от разрушающего действия горных пород и грунтовых вод.
В процессе цементирования заданный интервал заполняется раствором вяжущих материалов (цемента), который в состоянии покоя превращается в прочный непроницаемый камень.
Используется специальный тампонажный цемент — модификацию портландце­мента с повышенными требованиями к минералогическому составу клинкера.
В состав цемента введены добавки, замедляющие его застывание.

Применение цементирования:

  • изоляция друг от друга проницаемых пластов, вскрытых скважиной;
  • установка цементных мостов, изолирующих нижнюю часть ствола скважины (например при забуривании нового ствола);
  • удерживание в подвешенном состоянии обсадной колонны и герметизации заколонного пространства;
  • изоляция поглощающих пластов, вскрытых скважиной в процессе бурения;
  • защита обсадных труб от коррозии агрессивными пластовыми жидкостями и газами и др.

Технология цементирование включает 5 операций:

  • приготовление тампонажного раствора,
  • закачка приготовленного раствора в скважину,
  • подача тампонажного раствора в затрубное пространство,
  • ожидание затвердения закачанного вяжущего раствора,
  • проверка качества цементировочных работ по утвержденной программе, обоснованной техническим расчетом.

Подготовительные операции:

  • подбор тампонажного материала, рецептуры и свойств тампонажного раствора,
  • определение режима закачки и продавки тампонажного раствора,
  • определение суммарной продолжительности цементировочных работ,
  • определение промежутка времени, необходимого для формирования в затрубном пространстве цементного камня с достаточной прочностью, позволяющей возобновить работы в скважине.

Способы цементирования:

  • прямая схема подачи тампонажного раствора в затрубное пространство: раствор, закачанный внутрь цементируемой обсадной колонны, проходит по ней до башмака и затем поступает в затрубное пространство, распространяясь снизу вверх;
  • обратная схема: тампонажный раствор с поверхности подают в затрубное пространство, по которому он перемещается вниз.

Цементирование скважин позволяет резко увеличить долговечность скважин и срок добычи безводной продукции.

Технология цементирования регламентируется:

  • системой норм и правил выполнения цементировочных работ,
  • типовыми схемами организации техпроцесса.

При цементировании необходимо учитывать конкретные факторы:

  • конструкция и состояние ствола скважины,
  • протяженность цементируемого интервала,
  • горно-геологические условия,
  • уровень оснащенности техническими средствами,
  • опыт проведения цементировочных работ в районе.

Требования к технологии:

  • цементирование предусмотренного интервала по всей его протяженности;
  • полное замещение промывочной жидкости тампонажным раствором в пределах цементируемого интервала;
  • предохранение тампонажного раствора от попадания в него промывочной жидкости;
  • получение цементного камня с необходимыми механическими свойствами, с высокой стойкостью и низкой проницаемостью;
  • обеспечение хорошего сцепления цементного камня с обсадной колонной и стенками скважины.

Наиболее полное замещение промывочной жидкости происходит при турбулентном режиме — 98%, худшие показатели — при структурном режиме — 42% .
Способы повышения полноты замещения промывочной жидкости:

  • тщательное регулирование реологических свойств промывочной жидкости, заполняющей скважину перед цементированием, с целью снижения вязкости и статического напряжения сдвига до минимально допустимых значений;
  • нагнетание тампонажного раствора в затрубное пространство со скоростями течения, обеспечивающими турбулентный режим;
  • применение соответствующих буферных жидкостей на разделе промывочной жидкости и тампонажного раствора;
  • расхаживание или вращение обсадной колонны при подаче тампонажного раствора в затрубное пространство;
  • применение полного комплекса технологической оснастки обсадной колонны.

Тампонажные составы

Вы будете перенаправлены на Автор24

Назначение и принципы приготовления тампонажного состава (раствора)

Тампонажный состав (раствор) – это комбинация специальных веществ и материалов, которые используются в процессе тампонирования.

Тампонирование скважины – это заполнение скважины специальными тампонажными растворами с целью предотвращения размывания горных пород, обвала скважины, разделения и исследования разных горизонтов, перекрытия трещин, а также ликвидации поглощения буровых растворов и промывочных жидкостей.

Если в процессе тампонирования используется раствор с активным составом и дополнительными эксплуатационными свойствами, то могут проявиться следующие полезные эффекты:

  • Обеспечивается охлаждение применяемого оборудования.
  • Образуется фильтрационная корка на стенках ствола скважины, что способствует укреплению неустойчивых отложений, сыпучих пластов, а также глинистых горных пород.
  • Создается противодействие поровому давлению.
  • Оказывается смазывающий эффект на используемое оборудование.
  • Предотвращаются риски, связанные с поглощением скважины, прихватов и нефтегазопроявлений.
  • Создается дополнительная гидравлическая энергия для долота и силовой установки.
  • Тампонажные растворы после окончания процесса циркуляции поддерживают механические частицы во взвешенном состоянии.

Для приготовления тампонажных растворов используются пластические и тонкодисперсные глины, которые содержат минимальное количество включений песка и способны образовывать при взаимодействии с водой вязкую суспензию с характерным длительным периодом оседания. При разработке нефтегазовых месторождений в основном используются глиняные порошки, а также щелочные виды монтмориллонитовых глин. В состав тампонажного раствора входят также солевые компоненты, техническая вода и гидрогели. В составе современных тампонажных растворов могут присутствовать полимерные компоненты и известково-битумные основы. Набор ингредиентов и их соотношение в растворе зависит от поставленных задач. Нежелательными составляющими тампонажного раствора являются растворимые минералы, способствующие снижению стабильности вязкого сырья. Изготовление тампонажных растворов осуществляется при помощи цементосмесительных машин и агрегатов.

Готовые работы на аналогичную тему

Свойства тампонажных растворов и их модификация

Основными полезными свойствами тампонажного раствора являются:

  • Схватывание. Для достижения этого применяется наращивание температуры, давления и изоляция в ствола, при условии высокой влажности.
  • Водоотдача. В зависимости от параметров скважины скорости водоотдачи может быть разной и корректируется индивидуально. Если планируется укрепление конструкции, то водоотдача должна быть близка нулю.
  • Загустевание. Данное свойства определяется большим количеством факторов, например, наличие материалов, которые могут увеличивать вязкость или степень помола раствора. На стимуляцию данного свойства оказывают влияние понижение теплового воздействия и увеличение доли воды.
  • Седиментационная стойкость. Данное свойство заключается в отделении воды от раствора, в результате которого жидкость двигается вверх, а цементная масса вниз.

Корректировка свойств тампонажного раствора обычно осуществляются при помощи специальных добавок и присадок. Самыми распространенными модификаторами являются цементно-смолистые добавки, карбонат натрия, бентонит, гипсоцементные суспензии.

Цементно-смолистые добавки представляют собой пластификаторы, которые используются для промывки скважин с осложнениями в водных пластах. Карбонат натрия используется для сокращения времени схватывания раствора. С помощью карбоната натрия получают тампонажные растворы быстросхватывающиеся растворы, которые могут использоваться при температуре от 55 до 65 градусов по Цельсию. Бентонит способен увеличивать подвижность промывочного раствора, что способствует оптимизации процесса его закачки. Данный модификатор используется в тампонажных растворов, плотность которых находится в диапазоне от 1,5 до 2,2 грамма на кубический сантиметр. Гипсоцементные суспензии могут улучшать способность тампонажного раствора к водоотдаче. Основа раствора становится более стойкой по отношению к растворению в воде. Использовать гипсоцементные суспензии в промывочных жидкостях не имеет смысла, в основном они применяются с целью укрепления ствола скважины.

Основными тампонажными растворами, которые используются на промышленных объектах, являются: буровой лигнитовый раствор (раствор на щелочной основе), полимерный раствор (раствор состоящий из воды и высокомолекулярных линейных соединений), известково-битумный раствор (раствор на основе нефтепродуктов и оксида кальция), а также облегченная смесь.

Тампонирование нефтяных скважин

Первая в мире нефтяная скважина появилась в Российской империи в 1846 году. Теперь район, где она была пробурена, находится на территории Азербайджана. Скважина была геологоразведочной. А вот первую нефть из промышленной скважины получили американцы.

Это произошло, по разным данным, то ли в 1857, то ли в 1859 году.

Первые полвека своего существования нефтедобывающая промышленность обходилась без тампонирования скважин. Но примерно в 1907-1908 годах произошла первая удачная попытка уплотнения обсадной колонны цементным раствором с целью защиты нефтяных слоёв от проникновения воды.

Тампонажный цемент

На заре промышленной нефтедобычи для задач тампонирования применяли самый обыкновенный портландцемент — точно такой же, как и для строительства. Однако по мере развития нефтедобывающей отрасли требования к тампонажным материалам стали более строгими.

Первые нефтяные скважины были неглубокими, а производимый в те времена цемент имел относительно грубый помол, примерно 1200–1300 см2/г.

Уже тогда проявились первые недостатки этого материала для тампонирования скважин. Дело в том, что на малых глубинах в условиях небольших давлений и температур цементный раствор слишком медленно схватывался. Это приводило к задержке пуска скважины в эксплуатацию, так как приходилось долго ждать затвердевания цемента, чтобы он стал достаточно прочным.

Тогда нефтедобывающие компании потребовали от производителей портландцемента, чтобы для них делали более мелкий помол этого материала. Нефтяники были готовы платить больше за дополнительный помол, чтобы получать для своих нужд цемент надлежащего качества, обладающий улучшенными техническими характеристиками.

Читайте также  Как рассчитать сколько нужно бетона на фундамент

Со временем и такие свойства перестали удовлетворять требованиям нефтедобывающих компаний. Скважины стали бурить на большую глубину, где давление и температура значительно выше, чем в неглубоких скважинах. В этих условиях быстросхватывающийся портландцемент не подойдёт, ведь он застывает ещё до того, как достигнет нужной глубины.

Из-за этого пришлось снова вернуться к цементам грубого помола. Более того, в состав стали вводить добавки, замедляющие его застывание. Первой стали использовать замедлители американцы. При помоле цемента добавляли гипс, а во время тампонирования — смесь борной кислоты и гуммиарабика. Позже для нужд нефтяников стали использовать и другие виды замедлителей. На данный момент максимальная глубина, на которой целесообразно использование цементов замедленного схватывания, составляет 4,8 километра.

Чаще всего тампонажные цементные растворы заливают между стенками скважины и обсадной трубой. Эта мера:

  • препятствует попаданию воды в нефтеносный слой;
  • предотвращает выбросы нефти и газа;
  • защищает материал обсадки от агрессивного воздействия внешней среды;
  • укрепляет обсадную трубу, снижая нагрузку на неё;
  • позволяет заполнять трещины, поры и каверны в породе.

Кроме этого, тампонажный раствор можно заливать в скважину для уменьшения её глубины или для консервации. С его помощью можно также ликвидировать дефекты обсадной трубы.

Как происходит тампонирование скважин

Выбор тампонирующего раствора зависит от типа породы и других факторов. Например, если проникающий слой находится на небольшой глубине, не более полукилометра, состав для тампонирования проталкивают до нужной отметки с помощью бурового раствора. Если в породе есть крупные трещины, применяют вязкопластичный тампонажный состав. Он может включать в себя цемент, полимерные компоненты, составы на глины.

В цемент могут добавлять материалы, способствующие быстрому схватыванию, к примеру, хлористый кальций. Для изолирования пористых поверхностей применяют смолы, а для поглощающих карстовых полостей — глинолатексные составы. Использование смол для поверхностей, покрытых мелкими порами, очень эффективно, так как этот материал обладает большей проникающей способностью, чем цементные растворы.

Обычно закачивают тампонирующий состав через бурильную колонну на высоту участка, который следует изолировать. Тампонирование можно выполнять от забоя скважины или сверху. В последнем варианте его производят в один или несколько этапов.

Хотя одноэтапное заполнение делать проще, в некоторых случаях применение этого метода невозможно. Например, для такого способа нужно, чтобы расположение трещин было относительно равномерным. Многоэтапное тампонирование может проходить как с более глубоких горизонтов вверх, так и наоборот.

Если диаметр скважины невелик, зачастую используют пакер, с помощью которого производят изоляцию отдельных пластов.

Существует также циркуляционный метод. Он заключается в закачке избыточного количества тампонирующего раствора. Лишний материал по межтрубному пространству поднимается вверх. Хотя эта методика считается технически сложной, при её использовании не происходит закупорки трещин и других полостей.

Самые распространённые способы тампонирования нефтяных скважин

Рассмотрим подробнее наиболее распространённые способы тампонирования нефтяных скважин.

Для устранения негерметичности обсадной колонны и пространства за ней через фильтр скважины или дефект в колонне происходит закачка тампонажного раствора. Это самый распространённый вариант тампонирования скважин. Он может производиться тремя способами: с разбуриванием стакана; с вымыванием излишков; комбинированным методом.

В первом случае насосно-компрессорные трубы (НКТ) опускают в скважину таким образом, чтобы они оказались на 5–10 метров выше верхней границы отверстий фильтра или дефекта обсадной колонны. В них закачивают тампонажный раствор. Его излишки вымываются, а получившийся после его застывания в скважине стакан разбуривают.

Разбуривание затвердевшего цемента в колонне не всегда целесообразно. Чтобы обойтись без этого, производят вымывание тампонажного раствора, используя при этом противодавление на пласт. Очень важно, чтобы процесс закончился до того, как раствор затвердеет. Чаще всего данный метод используется, когда для тампонирования применяют нефтецементные растворы.

В некоторых случаях оба этих метода применяются в комплексе.
Этот способ называют комбинированным.

Ликвидационное тампонирование

Тампонирование производят не только для устранения дефектов поверхности и обсадной колонны, но и для ликвидации скважин. Это происходит в двух случаях. Скважина может быть пробурена для временных целей. Например, она является поисковой или разведочной. Кроме того, бывает, что эксплуатацию скважины прекращают. В этом случае её консервируют во избежание загрязнения с поверхности водоносных и нефтеносных горизонтов.

Чаще всего геологоразведочные скважины заполняют тампонажными составами после прекращения их использования.

Обычно для этого используют цементные мосты. При подборе состава тампонажных смесей в первую очередь учитывают степень агрессивности компонентов, входящих в состав подземных вод. Для тампонирования используют цемент, песок, глину, отходы бурения, ускорители застывания, различные добавки и другие компоненты.

Для агрессивных магнезиальных вод, температура которых не превышает 100 градусов по Цельсию, используют шлакопортландцемент.

Если температура подземных вод, имеющих нейтральный состав, превышает 100 градусов, то тампонирование производят портландцементом с добавлением кварцевого песка, который играет роль активной добавки.

Тампонирование нефтяной скважины, где присутствует сероводородная агрессивная среда, а температура достигает 250 градусов, проходит с использованием шлакопесчаного цемента.

Если подземные воды содержат агрессивные сульфатные компоненты, то используют портландцемент, обладающий повышенной сульфатостойкостью. Кроме того, в него добавляется ускоритель схватывания.

Если в скважине присутствуют соленосные отложения, её тампонируют цементом, основой которого является каустический магнезитовый порошок.

При консервации скважины, пробуренной на небольшую глубину и не имеющей значительного водопритока, используют просушенные шарики из глины с добавлением песка.

Один из самых сложных случаев — скважина с большим водопритоком, самоизливающийся поток которой может достигать полутораметровой высоты. Для её ликвидационного тампонирования потребуется целый комплекс мер, куда входит установка цементных мостов с гидроизолирующей перемычкой из глинистых шариков, а также применение различных наполнителей.

Правильный выбор тампонирующих составов и технологии проведения работ позволяют надёжно законсервировать скважину и избежать загрязнений подземных горизонтов.

Тампонажный раствор

Использование: бурение и крепление скважин на нефть и газ и предназначено для приготовления тампонажных растворов. Тампонажный раствор содержит портландцемент, пантаэритрит и воду. Пентаэритрит используют в количестве от 0,6 до 2% от массы тампонажного раствора. 1 ил. 3 табл.

Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым при креплении глубоких нефтяных и газовых скважин.

По температуре применения тампонажные цементы делятся: для низких температур (менее 15 о С); для нормальных температур (15-50 о С); для умеренных температур (50-100 о С); для повышенных температур (100-150 о С) и т.д.

При цементировании обсадных колонн глубоких скважин для изоляции затрубного пространства тампонажным раствором перекрывают одновременно горные породы в широком температурном интервале. Поэтому для цементирования глубоких скважин необходимы различные тампонажные цементы и приготовленные на их основе тампонажные растворы.

Известны тампонажные растворы для крепления нефтяных и газовых скважин, где в качестве основного компонента применяют тампонажный цемент, который затворяют водой, получая цементный раствор. Для расширения температурного интервала применения цементного раствора его модифицируют с помощью химических реагентов.

Для предупреждения преждевременного загустевания и схватывания в тампонажные растворы вводят химические добавки-замедлители схватывания (сульфатно-дрожжевую бражку, окзил, нитрилотриметилфосфоновую кислоту, хромпик, синтетическую винную кислоту, гипан, триоксиглутаровую кислоту, борную кислоту, декстрин и др.), температурные области применения этих реагентов, их дозировки приведены в работе [1] Недостатками известных реагентов является их побочное действие на основные технологические параметры, обеспечивающие транспортировку тампонажного раствора по трубам, а также на образование камня, обеспечивающего прочность крепи скважины. Многие из реагентов токсичны и оказывают вредное влияние на организм человека и окружающую среду. В связи с большими потребностями химреагентов необходимо изыскание новых веществ для приготовления тампонажных растворов.

Наиболее близким по достигаемому результату известен тампонажный раствор, включающий портландцемент, воду и добавку пластификатор дихлорид бис-(N, N-диметил-N-карбодецоксиметил-N-этиленаммония)-сульфид (тионий) при следующем соотношении компонентов, мас. Портландцемент 66,622-66,660 Вода 33,311-33,330 Тионий 0,010-0,067.

Недостатком известного тампонажного раствора является узкий температурный диапазон его применения. При умеренных и повышенных забойных температурах тампонажный раствор быстро загустевает и схватывается и происходит снижение во времени прочности камня, что приводит к различным осложнениям при цементировании обсадных колонн глубоких скважин. Так, например, состав, содержащий 66,66 мас. портландцемента, 33,33 мас. воды и 0,067 мас. тиония при + 75 о С загустевает через 40 мин перемешивания, а образовавшийся камень через 1 сут твердения имел прочность при изгибе 4,2 МПа, то при хранении 7 сут образцы снизили прочность до 3,2 МПа [2] Целью изобретения является снижение времени загустевания, сроков схватывания и повышение прочности тампонажного раствора при умеренных и повышенных температурах.

Тампонажный раствор, включающий портландцемент, добавку и воду, дополнительно содержит в качестве добавки пентаэритрит при следующем соотношении компонентов, мас. Портландцемент 63,2-64,2 Пентаэритрит 0,6-2,0 Вода Остальное Пентаэритрит, химическая формула С(СН2ОН)4, по внешнему виду представляет собой белый порошок, частицы которого представляют кристаллические тетраэдры. Молекулярная масса 136,15, температура плавления 260,5 о С, растворяется в воде (5,56 г на 100 мл). Выпускается по ТУ 6-09-3329-78. Применяется в качестве исходного компонента для синтеза различных ПАВ, шампуней, высокомолекулярных соединений и взрывчатых веществ. По сравнению с известными реагентами, являющимися оксикарбоновыми кислотами, пентаэритрит не содержит карбоксильной группы, что делает его особенно устойчивым к высоким температурам, кроме того не оказывает вредного влияния на окружающую среду.

Пентаэритрит, обладая способностью образовывать хелатные комплексы с катионами кальция, препятствует зародышеобразованию и появлению новой кристаллической фазы, увеличивая инкубационный период структурообразования, что приводит к замедлению времени загустевания и схватывания.

На чертеже представлен график изменения консистенции (К, в условных единицах консистенции) при температуре 75 о С в зависимости от времени перемешивания ( ч) (кривые 1, 2, 3 и 4 приведены для составов 2, 3, 4 и 5 табл.1 соответственно).

Сравнительные данные технологических свойств известного состава и заявляемого тампонажного раствора приведены в табл. 1, 2 и 3.

Готовят тампонажный раствор путем перемешивания цемента с водой затворения, в которой предварительно растворяют пентаэритрит.

Замеры технологических свойств тампонажного раствора производили в соответствии ГОСТ 26798.0-85-26798.2-85. Цементы тампонажные (методы испытаний).

Измерение плотности, растекаемости, сроков схватывания, времени загустевания на консистометрах КЦ-3 и КЦ-5 производили при температуре и давлении стандартных испытаний.

Читайте также  Как подготовить бетонные стены под покраску

Для условий нормальных температур испытания проводили при 22 2 о С, для условий умеренных при температуре 75 3 о С и давлении 0,1 МПа, а повышенных при температуре 120 5 о С и давлении 40,0 МПа.

В табл. 1 и 2 приведены свойства известного цементного раствора (состава 1 и 2), приготовленные при водоцементном отношении 0,50 и 0,55 соответственно, а также заявляемого тампонажного раствора, содержащего пентаэритрит (составы 3, 4, 5 и 6), приготовленные при В/Ц 0,55.

П р и м е р 1. Брали 600 г (64,2 мас.) цемента и затворяли его при нормальных условиях в 330 г (35,2 мас.) воды, в которой предварительно растворяли 5,6 г (0,6 мас.) пентаэритрита (состав 3). Растекаемость раствора увеличилась до 22 см. Время загустевания при 75 о С и атмосферном давлении удлинилось до 3 ч 15 мин. Время начала схватывания при 75 о С удлинилось до 3 ч 20 мин, конец схватывания до 4 ч 25 мин.

П р и м е р 2. Брали 600 г (63,7 мас.) цемента и затворяли его в 350 г (35,0 мас.) воды, в которой ранее растворили 12,2 г (1,3 мас.) пентаэритрита (состав 4). Растекаемость увеличилась до 22,5 см. Время загустевания при 75 о С удлинилось до 4 ч 15 мин. Начало схватывания 4 ч 20 мин, конец схватывания 5 ч 15 мин.

П р и м е р 3. Брали 600 г (63,2 мас.) цемента, затворяли его в 330 г (34,8 мас.) воды, в которой предварительно растворили 18,7 г (2, мас.) пентаэритрита (состав 5). Растекаемость увеличилась до 23,0 см.Время загустевания при 75 о С увеличилось до 5 ч. Начало схватывания 5 ч 30 мин, конец схватывания 7 ч 15 мин.

Результаты измерения времени загустевания и сроков схватывания при 210 о С и давлении 40,0 МПа, приведенные в табл.3, показывают, что при повышенной температуре также наблюдается эффект замедления времени загустевания и увеличения сроков схватывания.

Известный цементный раствор (состав 1), содержащий 66,6 мас. цемента и 33,4 мас. воды, имеет плотность 1,80 г/см 3 , растекаемость 18,0 см. При температуре 22 о С начало схватывания 8 ч, конец схватывания 10 ч. При увеличении водоцементного отношения состав 2, содержащий 64,5 мас. цемента и 35,5 мас. воды, имеет плотность 1,77 г/см 3 , растекаемость 20,0 см, при 22 о С начало схватывания 11 ч 50 мин, конец схватывания 14 ч 55 мин.

При 75 о С цементный раствор (состав 1) загустевает за 30 мин, состав 2 за 2 ч 10 мин.

Известный цементный раствор (состав 2) загустевает при 120 о С и давлении 40,0 МПа за 45 мин, начало схватывания наступает через 50 мин, конец схватывания 1 ч 20 мин.

Состав 3, содержащий 0,6 мас. пентаэритрита, загустевает при 120 о С через 1 ч 30 мин, начало схватывания 1 ч 50 мин, конец схватывания 2 ч 30 мин.

Как видно из табл. 1, модификация раствора пентаэритритом приводит к улучшению основных технологических параметров. При введении в состав цементного раствора пентаэритрита увеличивается растекаемость тампонажного раствора важный параметр, характеризующий прокачиваемость тампонажного раствора.

Уменьшается консистенция тампонажного раствора при увеличении концентрации пентаэритрита и замедляется процесс загустевания.

Тампонажный раствор, содержащий пентаэритрит, сохраняет свою подвижность более длительное время в сравнении с цементным раствором.

Как видно из табл.1, при нормальной температуре составы 3, 4 и 5, содержащие 0,6, 1,3 и 2,0 мас. пентаэритрита, имеют удовлетворительные свойства тампонажного раствора. Состав 5, содержащий 63,2 мас. цемента, 2,0 мас. пентаэритрита и 34,8 мас. воды, имеет плотность 1,77 г/см 3 , растекаемость 23,0 см, начало схватывания 16 ч 40 мин, конец схватывания 19 ч 55 мин. При концентрации более 2,0 мас. удлиняются сроки схватывания при 22 о С и превышают ожидаемое время затвердевания (24 ч). Состав 6, содержащий 63,1 мас. цемента, 2,2 мас. пентаэритрита и 34,7 мас. воды, имеет растекаемость 23,5 см, начало схватывания 18 ч, конец схватывания 24 ч 30 мин.

При 75 о С введение в состав пентаэритрита также замедляет сроки схватывания и увеличивает время загустевания.

Состав 5, содержащий 2,0 мас. пентаэритрита, загустевает за 2 ч 10 мин, начало схватывания 2 ч 40 мин, конец схватывания 3 ч 20 мин.

Концентрация менее 0,6 мас. пентаэритрита оказывают при повышенной температуре незначительные влияния на сроки схватывания и время загустевания.

Концентрации более 2,0 мас. пентаэритрита оказывают также замедляющее действие при повышенной температуре, однако при нормальной температуре сроки схватывания тампонажного раствора превышают ожидаемое затвердевание (ОЗЦ), а образующийся камень медленно набирает прочность как при нормальных, так и при умеренных температурах. Суточная прочность образующегося камня при 75 о С и давлении 0,1 МПа за предельным значением достигает лишь 50% от прочности образцов без добавки пентаэритрита.

Как видно из табл.2, прочность образцов образующегося при 75 о С тампонажного камня, содержащего пентаэритрит, в возрасте 1 сут меньше в сравнении с камнем, приготовленным без добавки, это объясняется замедлением процесса твердения. Однако в более поздние сроки твердения (через 7 сут и более) образцы камня с пентаэритритом имеют прочность больше в сравнении с образцами, приготовленными без добавки.

При 120 о С и давлении 40,0 МПа образцы тампонажного раствора быстрее набирают прочность. Предел прочности камня при изгибе через 1 сут твердения для составов 3 и 5 превышает значения для состава 2, приготовленного без пентаэритрита.

Тампонажный раствор, содержащий в составе пентаэритрит, имеет улучшенные технологические свойства (большую растекаемость и меньшую консистенцию), поэтому оказывает меньшие гидравлические сопротивления при движении по трубам в процессе транспортировки через повышенные температуры горных пород, расширяет температурный интервал применения и повышает качество крепления глубоких скважин.

Применение пентаэритрита для модификации тампонажного раствора расширяет ассортимент химических реагентов для регулирования сроков схватывания и времени загустевания цементного раствора.

ТАМПОНАЖНЫЙ РАСТВОР, содержащий портландцемент, добавку и воду, отличающийся тем, что в качестве добавки он содержит пентаэритрит при следующем соотношении компонентов, мас.

Портландцемент 63,2 64,2 Пентаэритрит 0,6 0,2 Вода Остальное

Нефть, Газ и Энергетика

Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам

Тампонажные материалы и оборудование для цементирования скважин

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

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

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

К цементным растворам предъявляют следующие основные требования:

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

структурообразование раствора, т. е. загустевание и схватывание после продавливания его за обсадную колонну, должно проходить быстро;

цементный раствор на стадиях загустевания и схватывания и сформировавшийся камень должны быть непроницаемы для воды, нефти и газа;

цементный камень, образующийся из цементного раствора, должен быть коррозионно- и температуроустойчивым, а его контакты с колонной и стенками скважины не должны нарушаться под действием нагрузок и перепадов давления, возникающих в обсадной колонне при различных технологических операциях.

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

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

1) тампонажные портландцементы для «холодных» и «горячих» скважин («холодный» цемент — для скважин с температурой до 500С, «горячий» — для температур до 1000С, плотность раствора 1,88 г/см3);

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

3) утяжеленные цементы для получения растворов плотностью не менее 2,15 г/см3 на базе тампонажных портландцементов для температур, соответствующих «холодным» и «горячим» цементам, а также шлакопесчаной смеси для температур 90 — 1400С (в качестве утяжеляющих добавок используют магнетит, барит и др.);

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

5) низкогигроскопические тампонажные цементы, предназначенные для длительного хранения.

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

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

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

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

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