Splavmetal.ru

Сплав Металл
0 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Тампонажный цемент для нефтяных скважин

Тампонажный цемент для нефтяных скважин

При разведочном и эксплуатационном бурении нефтяных и газовых скважин, а также при капитальном их ремонте применяют тампонажные цементы, представляющие собой в основном разновидности портландцемента. Тампонажные цементы используют для цементирования нефтяных скважин, цель которого — изолировать продуктивные нефтеносные слои от водоносных, а также отделить нефтеносные слои друг от друга при многопластовых залежах нефти. Цементирование (тампонирование) — весьма ответственная стадия сложного процесса бурения; качество цементирования часто определяет эффективность эксплуатации скважины, а при разведочном бурении — возможность правильной оценки запасов продуктивных нефтеносных слоев в исследуемом месторождении.
При цементировании скважины в нее опускают колонны обсадных стальных труб разного диаметра и заполняют образовавшееся кольцевое пространство между стенками скважины и наружным диаметром труб быстротвердеющим цементным раствором. Известны несколько методов цементирования скважин: прямое цементирование, монтажная заливка, цементирование хвоста, цементирование через заливочные трубы при ремонтных работах, обратное цементирование, многоступенчатая заливка и др. Многообразие методов обусловливается специфическими особенностями месторождений, различным характером расположения продуктивных и водоносных слоев, наличием трещин и каверн в породах и др.
Наиболее распространено прямое цементирование. Через колонну стальных труб, опущенную на рассчитанную глубину и соответствующим образом подвешенную, подается глинистый раствор для промывки скважин перед цементированием. После промывки в колонну опускают так называемую нижнюю пробку с центральным отверстием, закрытым стеклянной пластиной. Пробка плотно прилегает к стенкам труб. Затем на опущенную пробку в колонну быстро накачивается с помощью цементировочных агрегатов цементный раствор в заранее рассчитанном объеме, после чего туда опускают верхнюю глухую пробку. Наконец, на верхнюю пробку накачивается под большим давлением глинистый раствор, в результате чего цементный раствор, заключенный между нижней и верхней пробкой, движется вниз. Когда нижняя пробка достигает заранее установленного на обсадных трубах упорного кольца, несколько повышается давление, и стекло нижней пробки раздавливается. Цементный раствор через образовавшееся отверстие проходит в забой и в затрубное кольцевое пространство, выдавливая, в свою очередь, находившийся в скважине после бурения глинистый раствор. Когда верхняя пробка садится на нижнюю, что заметно по резкому повышению давления на манометре (устье скважины), движение глинистого раствора приостанавливается.
Установлено, что глинистый раствор отрицательно влияет на твердение цемента при их смешивании, когда цементный раствор проходит в затрубное пространство. Перфорация цементного камня в скважине также влияет на его прочность, снижая ее в зависимости от’ многих факторов и в особенности от вида перфорации — пулевой или торпедной. Крайне важно, чтобы при цементировании подъем цементного раствора в затрубном пространстве осуществлялся с определенной скоростью не менее 1,5 м/с. Это способствует лучшей очистке стенок скважины от глинистой корки и образованию более стойкого цементного кольца. Во время цементирования точно контролируют объемы цементного раствора и продавочной жидкости, закачиваемых в колонну, и тщательно следят за изменением давления раствора. Экзотермия цемента способствует повышению этого давления. После проверки высоты подъема цементного раствора в затрубном пространстве скважину оставляют в покое примерно на 18 и реже 48 ч до полного затвердевания цемента. Зазор между стенкой скважины и наружным диаметром обсадных труб, заполненный цементным раствором, составляет примерно 15—50 мм. По истечении установленного срока твердения цементного раствора обсадную колонну испытывают на герметичность путем «опрессовки», при этом допускается снижение давления на 0,5 МПа за 30 мин. После окончания этих операций и приобретения цементом необходимой прочности вскрывают продуктивный нефтеносный слой путем дальнейшего пробуривания цементного камня на забое либо пробивают отверстия, по которым в скважину поступает нефть. Это осуществляется с помощью пороховых либо торпедных перфораторов через стенки труб и прилегающий к ним цементный камень. В результате перфорации в цементном камне образуются отверстия, по которым в колонну поступает нефть после понижения уровня жидкости в скважине при давлении ниже пластового давления нефти.
Каковы же специфические условия службы тампонажного цемента в скважинах? Следует помнить о том, что осмотр и точное обследование состояния скважины невозможны. Это крайне затрудняет изучение цемента в условиях службы. По мере углубления нефтяной скважины в ней повышаются температура и давление, что, естественно, влияет на процесс цементирования и качество получаемого цементного камня. Установлено, что повышение температуры с глубиной бурения неодинаково в разных нефтяных месторождениях. Так, например, имеются данные измерений температуры в ряде скважин, по которым значение геотермического градиента составляет примерно 16,5—18,3 м/град. Диапазон колебаний объясняется различной силой притока верхних и нижних вод, причем считают, что температура нефтяных пластов всегда ниже температуры водоносных. В США на некоторых скважинах при глубине примерно 7000 м температура на забое доходила до 473 К при давлении 12,5 МПа.
В скважине создается высокое давление в результате напора воды, газов, нефти, которое при повышенной температуре влияет на сроки схватывания цементного раствора и формирование цементного камня. Условия для твердения цемента в скважине исключительно сложные. Пласты пород обладают различной пористостью, трещиповатостью и кавернозностью. Избыточное давление, испытываемое пластом в результате гидростатического давления, создаваемого столбом промывочной жидкости, увеличивает естественные трещины в породе и может привести к уходу глинистого, а затем и цементного раствора при цементировании им скважины. Бывают случаи так называемого гидравлического разрыва пласта, перетоков пластовых вод с верхних на нижние водоносные горизонты и др. Часто происходит значительное обезвоживание цементного раствора вследствие отсоса воды пористыми пластами породы.
Пластовые воды в ряде месторождений характеризуются высокой концентрацией солей. Имеются воды хлоркальциевые, хлормагниевые, сульфатно-натриевые, а также сульфатно-сульфидные, оказывающие заметное коррозионное воздействие на цементный камень особенно в условиях повышенных температур и давления, когда возможна существенная водопроницаемость цементного кольца. Особо сложные условия службы в газовых скважинах, когда после окончания цементирования происходит диффузия газа из пласта в скважину, часто вызывающая выбросы и фонтаны.
Первые опыты крепления обсадных труб для изоляции нефтяного пласта от водоносного путем цементирования портландцементным раствором были выполнены в 1907—1908 гг. и дали положительные результаты в сравнительно неглубоких скважинах. Портландцемент того времени характеризовался сравнительно медленным схватыванием, низкой прочностью и грубым помолом, поэтому приходилось долго «выжидать», пока цементный камень приобретет необходимую прочность. Поэтому возникла необходимость ускорить процессы твердения цемента. В то время это достигалось более тонким помолом цемента, так как познания в области химии цемента были еще недостаточны для выбора необходимого химического состава цемента.
Результаты многолетних исследований и обобщение опыта эксплуатации нефтяных месторождений позволили определить важнейшие требования к качеству тампонажного цемента. Они сводятся в основном к следующему. Цементный раствор (шлам) должен обладать достаточной текучестью, обеспечивающей возможность быстрого его закачивания в колонну труб, а затем про-давливания в затрубное пространство. Раствор должен оставаться подвижным определенное время, пока идет цементирование. Это достигается при В/Ц = 0,4—0,5. В зависимости от температуры скважины дифференцируются сроки схватывания цемента.
Тампонажные цементы должны характеризоваться необходимой прочностью в первые двое суток твердения. Прочность затвердевшего цементного раствора в краткие сроки твердения должна обеспечить закрепление колонны в стволе скважины, необходимую ее устойчивость при разбуривании и перфорации, эффективную изоляцию от проницаемых пород. Какой же должна быть прочность цементного камня па сжатие, чтобы удовлетворить всем этим требованиям? Вопрос это сложный. Считают, что она должна составлять не менее 2,3 МПа и приближаться к 3,5 МПа при коэффициенте запаса прочности в 2—5.
Весьма важный показатель — вязкость цементного раствора, характеризующая его текучесть. Цемент должен обеспечить получение раствора хорошей текучести и оставаться подвижным в течение времени, необходимого для его закачки и вытеснения в затрубное пространство при температуре и давлении, соответствующих данной глубине. После закачки в скважину цементный раствор должен в кратчайший срок приобретать соответствующую прочность и сохранять ее.
Цементный камень должен быть стоек по отношению к агрессивным пластовым водам на глубоких горизонтах и водонепроницаемым, чтобы защитить продуктивные нефтяные пласты от пластовых вод и обсадную колонну от проникновения корродирующих жидкостей, содержащих большое количество различных солей, а зачастую и сероводород. В начальный период твердения цементный камень должен быть достаточно пластичным, чтобы при перфорации скважин в нем не образовались трещины, и вместе с тем достаточно долговечным в условиях, когда ему приходится противостоять воздействию не только агрессивных пластовых вод, но и высокой температуры и давления. Необходимо учитывать и водоотдачу, которая вполне возможна при наличии проницаемых пластов, отсасывающих часть воды из цементного раствора. Это заметно снижает водоцементиое отношение, что влияет на вязкость и сроки схватывания цемента. Кроме того, серьезное значение имеет газопроницаемость цементного камня, особенно в газовых скважинах.
Цемент одной разновидности не может удовлетворять всем требованиям, связанным с различными условиями его работы в скважинах. Поэтому цементная промышленность выпускает два основных исходных вида тампонажного цемента. Один из них предназначен для цементирования «холодных» скважин и другой — «горячих». Цементы испытывают соответственно при 295 и 348 К. Кроме того, освоено производство ряда специальных видов тампонажных цементов. Требования к цементам для «холодных» и «горячих» скважин весьма высоки. Стандарт регламентирует жесткие пределы для сроков схватывания: начало не ранее 2 ч для применения цементов в «холодных» скважинах и не ранее 1 ч 45 мин для «горячих» скважин. Конец схватывания после затворения должен наступать в цементе для «холодных» скважин не позднее 10 ч и в цементе для «горячих» скважин — не позднее 5 ч. Это время необходимо для того, чтобы успеть закачать цементный раствор в скважину и продавить его на нужную высоту в затрубное пространство. Предел прочности при изгибе призм 4X4X16 см из цементного теста с В/Ц=0,5 должен составлять через двое суток — при холодных скважинах — 2,7 МПа, при горячих через одни сутки — 3,5 МПа. Цементное тесто должно обладать такой растекаемостью, при которой расплыв образца в виде конуса из этого теста был бы не менее 180 мм.
К тампонажным цементам предъявляются такие же требования в отношении допустимого содержания MgO, а также по тонкости помола и равномерности изменения объема, что и к портландцементу. К клинкеру цемента для «холодных» скважин при измельчении можно добавлять: гранулированный доменный шлак (не более 20%), активные минеральные добавки (не более 12% массы цемента) или инертные добавки (не более 10%) — кварцевый песок или кристаллический известняк.
Производство тампонажных цементов связано с определенными трудностями. Тампонажный цемент для «холодных» скважин изготавливают главным образом путем тонкого помола (до удельной поверхности 3000—3500 см2 на 1 г клинкера), сумма активных минералов (C3S + C3A) в нем составляет около 60%, дозировка гипса повышенная (3—3,5% S03).
В целях замедления схватывания тампонажный цемент для «горячих» скважин должен быть преимущественно низкоалюмипатным. Он предназначается для службы при температуре примерно 348 К. Выпускаются тампонажные цементы, которые содержат 3—4% С3А и пригодны как для «холодных», так для «горячих» скважин. Однако эти стандартизованные цементы не всегда позволяют обеспечить качественное цементирование нефтяных и газовых скважин, пробуриваемых зачастую в разнообразных сложных условиях. Так, например, часто в глубоких и сверхглубоких скважинах температура на забое бывает выше 348 К, доходит и до 473 К при давлении до 70 МПа.
В скважинах многих нефтяных районов пластовые воды оказывают на цемент сильное корродирующее действие, цементный раствор поглощается трещиноватыми или дренированными пластами. Для цементирования скважины в таких условиях необходимы цементные растворы с плотностью, превышающей плотность промывочного глинистого раствора. В других случаях требуются, наоборот, цементные растворы с пониженной плотностью для того, чтобы поднять цементный раствор на большую высоту. Специфические условия создаются в газовых скважинах, в которых наблюдается прорыв газа через цементное кольцо и резьбовое соединение обсадной трубы п др. Для службы в таких специфических условиях разработаны специальные виды тампонажных цементов, эффективность которых подтверждена на практике.

Читайте так же:
Расход песка цемента щебня таблица

Технология крепления скважин одной порцией тампонажного раствора

В настоящее время цементирование большинства обсадных колонн на нефтяных и газовых месторождениях выполняется с использованием двух составов тампонажных растворов: облегченного тампонажного раствора (далее ОТР) плотностью 1400 — 1500 кг/м 3 и тампонажного раствора (далее ТР) нормальной плотности — 1850 — 2000 кг/м 3 .

К основным общим недостаткам такой технологии цементирования следует отнести:

  • большую дифференциацию физико-механических характеристик камня тампонажных растворов различных составов и, соответственно, различия в степени изоляции по интервалам размещения;
  • вероятность образования больших зон смешивания тампонажных растворов, ввиду достаточно большой разницы плотностей тампонажных растворов, и ухудшение изоляции затрубного пространства в интервале размещения зоны смешивания;
  • недостаточно высокую скорость формирования камня облегченного тампонажного раствора с необходимыми прочностными характеристиками в интервале ММП, что требует устанавливать время ОЗЦ не менее 48 ч.

С целью устранения указанных недостатков и повышения качества крепления обсадных колонн, предлагается использование другой технологии одноступенчатого цементирования, заключающейся в размещении по всей длине затрубного пространства тампонажного раствора одной промежуточной плотности 1700 кг/м 3 , на основе специальной цементной смеси ГранЦЕМ-7. Преимуществами данной схемы цементирования является следующее:

  • тампонажный раствор на основе ГранЦЕМ-7 БГ имеет плотность 1700 кг/м 3 , что позволяет обеспечить сохранение гидростатического давления, эквивалентного суммарному гидростатическому давлению составного столба жидкостей ОТР и ТР;
  • исключается большая дифференциация свойств тампонажных растворов, находящихся на забое и на устье, что повышает качество изоляции затрубного пространства;
  • обеспечивается возможность более строго и эффективно контролировать плотность и, соответственно, качество закачиваемого состава за счет упрощения схемы затворения. В этом случае готовится только один тампонажный раствор с плотностью 1700 кг/м 3 и исключается необходимость перенастройки режима работы цементировочного комплекса после приготовления облегченного тампонажного раствора для приготовления тампонажного раствора нормальной плотности;
  • сухая цементная смесь ГранЦЕМ-7 БГ является полностью готовым материалом, что исключает необходимость выполнения дополнительных работ по вводу и смешиванию облегчающих и стабилизирующих добавок;
  • по прочностным характеристикам состав плотностью 1700 кг/м 3 превосходит аналогичные показатели тампонажного раствора нормальной плотности и облегченного тампонажного раствора, что позволяет сократить сроки ОЗЦ до 12-24 часов;
  • возможно использование сухой тампонажной смеси ГранЦЕМ-7 для крепления направлений, кондукторов, промежуточных и эксплуатационных колонн;
  • с целью предотвращения газопроявлений в период ОЗЦ, ГранЦЕМ-7 имеет в составе газоблокирующие добавки, которые в сочетании с ускоряющей добавкой обеспечивают быстрый набор структуры геля.
Читайте так же:
Песок цемент кривой рог

Рисинук 1 — Сравнение базовой технологии крепления и с применением универсального цемента ГранЦем-7

Рисунок 2 — Определение возможности сокращения времени ОЗЦ цементного раствора приготовленного на основе ГранЦем-7 БГ

Состав

Цементная тампонажная смесь ГранЦЕМ-7 изготавливается из специального тампонажного портландцемента, комплексной минеральной добавки КМД-О и специальных добавок для регулирования тампонажно-технических свойств – армирующих, кольматирующих, расширяющих, пластификаторов, газоблокаторов, стабилизаторов и др.

В зависимости от вида специальных добавок (армирующих, кольматирующих, расширяющих) цементную смесь выпускают следующих марок:

ГранЦЕМ-7 – без ввода специальных добавок;

ГранЦЕМ-7-Арм – с армирующими добавками;

ГранЦЕМ-7- К – с кольматирующими добавками;

ГранЦЕМ-7- Р – с расширяющими добавками;

ГранЦЕМ-7 БГ – с усиленными газоблокирующим характеристиками.

Промысловый опыт применения

Промышленное применение цементной тампонажной смеси ГранЦЕМ-7 осуществляется с 2011 г на месторождениях полуострова Ямал для крепления кондукторов, направлений, промежуточных колонн и хвостовиков.

Таблица 1 – Основные физико-механические характеристики тампонажного раствора и камня на основе сухих тампонажных смесей серии ГранЦЕМ-7.

Показатель

Значение

Диапазон рабочих статических температур

1680 – 1720 кг/м 3

Предел прочности камня через 24 часа твердения при температуре 5 ºС

Предел прочности камня через 48 часов твердения при температуре 20 ºС

Предел прочности камня через 48 часов твердения при температуре 5 º С

Тампонажный цемент для нефтяных скважин

Тампонажным цементом называется портландцемент (обыкновенный или его разновидность), пригодный для цементации нефтяных скважин.

Он имеет состав обычного портландцемента, как показывает следующая выдержка, взятая из стандарта 10-А Американского нефтяного института на тампонажный цемент:

«Определение. Цемент, соответствующий настоящим техническим условиям, представляет собой продукт помола клинкера, состоящего в основном из гидравлических силикатов кальция, к которому не разрешается добавлять при помоле или после него никаких веществ, кроме соответствующих добавок для регулирования схватывания.

Читайте так же:
Растворы цементные наибольшая крупность зерен заполнителя

Добавкой, регулирующей схватывание, может быть вещество, не оказывающее вредного действия на долговечность цемента и не вызывающее падения прочности после первого дня твердения».

Тампонажные цементы делятся на два вида:
1) цементы нормального схватывания и 2) цементы замедленного схватывания. К первому виду относятся три класса цементов, охватываемых стандартом АСТМ С-150—55:

Класс А. В основном стандартный портландцемент типа I, который может применяться для тампонирования нефтяных скважин глубиной не больше 1800 м, где от него не требуется никаких специальных свойств.

Класс В. В основном стандартный портландцемент типа II, который может применяться для тампонирования нефтяных скважин глубиной не больше 1800 м в условиях умеренной сульфатной агрессии.

Класс С. В основном стандартный портландцемент типа III , который может применяться для тампонирования нефтяных скважин глубиной не больше 1800 м в тех случаях, когда требуется высокая прочность в ранние сроки твердения.

Однако, поскольку эти портландцемента применяются в необычных условиях, к ним предъявляются несколько отличные от стандартных требования в отношении физических свойств, в частности, е отношении прочности и сроков загустевания.

Тампонажные цементы медленного схватывания отличаются от обыкновенных цементов тем, что в них содержатся специальные замедлители, добавляемые, помимо гипса (или вместо гипса), при помоле или после него. Назначение этих добавок состоит в том, чтобы замедлить гидратацию цемента и таким образом удлинить сроки схватывания при тампонировании скважин глубиной от 1800 до 4800 м. В таких глубоких скважинах температура и давление на дне столь высоки, что обычный портландцементный раствор схватился бы и затвердел раньше, чем его удалось бы накачать до требуемой глубины.

Тампонажный цемент применяется в виде жидкого теста или пульпы, содержащей 40—50% воды (по весу цемента), и накачивается в скважину насосом. Время, по истечении которого тесто становится слишком густым (или вязким) и не может накачиваться насосом, называется сроком загустевания тампонажного цемента. Срок загустевания зависит от таких факторов, как вид цемента, водо-цементное отношение, давление и температура на дне скважины. Он определяется в лаборатории и характеризуется временем, необходимым для того, чтобы вязкость теста достигла 100 пуазов (или иной заданной величины) при испытании на стандартном приборе, называемом консистометром и специально сконструированном для данной цели.

Читайте так же:
Чем отмыть цемент с искусственного камня

Согласно стандарту 10-А Американского нефтяного института (1952 г.), тампонажные цементы замедленного схватывания делятся на три класса: D, Е и F и предназначаются для цементации нефтяных скважин глубиной соответственно 3600, 4200 и 4800 м. С дальнейшим улучшением качества замедлителей и цементов число этих классов можно будет сократить до двух и даже до одного. Вместе с тем по мере углубления скважин до 5400 и 6000 м и усложнения условий бурения может возникнуть необходимость в создании цемента нового класса.

История бурения

Бурение нефтяных скважин в США началось в 1859 г. Однако-до 1907—1908 гг. тампонирование скважин не производилось. К этому периоду относится первая удачная попытка уплотнения обсадных труб портландцементным тестом для защиты нефтяных слоев от проникания воды. Эти первые опыты, хотя они и проводились с помощью весьма примитивного оборудования, подтвердили пригодность портландцемента для этих целей и открыли новую область для его применения. С момента этих опытов началось развитие специальных тампонажных цементов.

Вначале для тампонирования нефтяных скважин применялся обыкновенный портландцемент, который в те времена не имел нормированного минералогического состава и характеризовался довольно грубым помолом — до величины удельной поверхности 1200—1300 см2/г (по Вагнеру). Портландцемент грубого помола отличался медленным схватыванием, особенно при тех температурах и давлениях, которые наблюдались в сравнительно неглубоких скважинах того времени. Таким образом, пуск скважины в эксплуатацию зачастую задерживался до тех пор, пока цемент не схватывался и не приобретал необходимую прочность. Эта задержка носила название «выжидательного срока» и в наше время стала отрицательной величиной, так как при современных сложных методах бурения цемент успевает приобрести необходимую прочность еще до окончания буровых работ.

В связи с «выжидательным сроком» нефтяники видвинули требование, чтобы цемент для тампонирования скважин имел более высокую тонкость помола, а следовательно, быстрее схватывался и набирал заданную прочность. Поэтому многие тампонажные цементы в первое время представляли собой просто стандартные портландцементы, измолотые до удельной поверхности 1800— 2000 см2)г (по Вагнеру) и продававшиеся по более дорогой цене из-за дополнительных расходов на помол. Постепенно тонкость помола тампонажных цементов повышалась, и современный цемент класса С в этом отношении приближается к быстротвердею-щему портландцементу типа III .

Но углубление нефтяных скважин, сопровождающееся повышением температуры и давления, вызвало значительное ускорение гидратации цемента. В результате оказалось, что тонкомолотые тампонажные цементы схватываются слишком быстро и не успевают достигнуть нижних слоев скважины. В связи с этим наметилась тенденция к постепенному понижению тонкости помола и к введению в цемент добавок, замедляющих схватывание.

Химический состав

Начало применению специальных замедлителей положила фирма Халлибартон, занимавшаяся бурением глубоких нефтяных скважин. Она использовала для замедления схватывания цемента при тампонировании смесь гуммиарабика и борной кислоты, которая усиливала замедляющее действие гипса, добавляемого при помоле. С тех пор было найдено много других замедлителей, как, например, казеин, различные соединения лигнина и т. д. Однако ни один из применяемых ныне замедлителей не является эффективным на глубине 4800 м и больше.

Исходя из того, что причиной быстрого схватывания и твердения цемента, особенно в условиях повышенных температур и давлений, является присутствие трехкальциевого алюмината, Суэйзе из фирмы Лоун Стар изготовил специальный клинкер с нулевым содержанием СзА. Будучи сравнительно крупно измолот, этот клинкер дал цемент, который сохранял в течение очень долгого времени способность к накачиванию (т. е. подвижность). Безалю-минатный клинкер был получен путем введения в сырьевую смесь такого количества железа, которое связало весь глинозем в форме C4AF и частично — C2F. Безалюминатный или малоалюминат-ный цемент до сих пор производится на нескольких заводах в США и Мексике.

Читайте так же:
Приборы для определения прочности цементного камня

Хотя в стандарте предусматривается минимальная прочность для медленно схватывающегося тампонажного цемента класса Е, на практике этот показатель не играет существенной роли. Например, Фаррис показал, что минимальная прочность на растяжение должна составлять 0,56 кг/см2, а время, необходимое для получения этой прочности, в 3 раза больше того, которое требуется для придания цементному шламу вязкости в 100 паузов. Для тампо-нажного цемента достаточна такая прочность, которая предохраняет его от разрушения при удалении цементной пробки или при спуске давления в обсадной трубе.

Решающим показателем при испытании медленно схватывающихся тампонажных цементов является время загустевания. Для этого испытания созданы различные приборы: консистометр Калифорния Стандард (КС), консистометр Халлибартон и консистометр Станолинд. Первые два предназначены для определения загустевания цементной пульпы (40% воды к весу цемента) только в условиях повышенного давления. Консистометр Станолинд позволяет измерять загустевание при повышенных давлениях и температурах, что делает его более эффективным в условиях прохождения глубоких скважин.

Тампонажные цементы предназначаются для заполнения частично или полностью свободного пространства между обсадной трубой и стенками скважины, чтобы предупредить просачивание воды в нефтеносный слой и выбросы нефти и газов, защитить обсадные трубы от разъедающего действия агрессивных вод и закрепить обсадку, уменьшив тем самым напряжение на стальные трубы.

Помимо того, тампонажные цементы применяются для прекращения доступа воды в скважину, для уменьшения перемешивания газа и нефти путем закупорки трещин и пор в породе, а также для корректировки ошибок при перфорации обсадных труб на различном уровне. Они могут быть использованы и для таких целей, как заливка скважины для уменьшения ее глубины, создание защитных слоев на нижней части обсадной трубы и заделка повреждений в обсадных трубах.

Тампонажный цемент – характеристики и маркировка

Тампонажный цемент применяют для защиты скважин от попадания воды во время добычи нефти и газа. Данный стройматериал считается одним из видов портландцемента и выпускается по госту 1581-96. У такого цемента отличные характеристики для строительства. Для изготовления тампонажного цемента используют клинкер и гипс, а также другие компоненты, которые улучшают свойства стройматериала.

Характеристики тампонажных цементов alt=»Тампонажный цемент» width=»270″ height=»270″ />

Для нефтяных и газовых скважин используют четыре основных вида данного материала:

  1. Песчанистые, кварцевые содержат песок и гипс. Соотношение компонентов может быть различным: для «холодных» скважин — 20%, для «горячих» — 50%.
  2. Гигроскопический, который выпускается с добавкой триэтаноламина
  3. Солестойкий. Применяют в местности, где высокая концентрация соли в грунтовых водах. В состав добавляют кварцевый песок, который не дает образовываться коррозии.
  4. Утяжеленный. При производстве добавляют клинкер и утяжеляющие добавки, в качестве которых может использоваться: железная руда в форме магнетитов, гематиты, шпальты.

Компоненты тампонажных цементов такие же как в портландцементах. Различается клинкерная (минеральная) основа в составе у разных производителей. Их изготавливают двух видов:

  • С высоким содержанием трехкальциевого силиката (57-60%) при низкой концентрации СзА (4-7%).
  • Повышенным содержанием трехкальциевого алюмината (12-13%). Это способствует быстрому затвердеванию состава.

Для регулирования сроков застывания, в состав цементов вводят гипс. Его количество подбирают исходя из компонентов минеральной основы и степени помола.

Основные характеристики тампонажных цементов – это водостойкость, они быстро затвердевают под водой, сочетаются с другими наполнителями, надолго сохраняют свою прочность.

Маркировка

На упаковке марка содержит следующие обозначения: ПЦТ III-Об 6-100-ГФ ГОСТ 1581-96. По этим показателям принято обозначать маркировку:

  • ПЦТ — портландцемент тампонажный
  • III-Об — третий вид уплотнителя облегченного, вяжущего
  • 6 — марка обозначает прочность материала
  • 100 — температура для укладки и применения, тип умеренный
  • ГФ — гидрофобизированное свойство (вяжущий, устойчивый к воде)
  • ГОСТ 1581-96 — государственный стандарт

Производство материала осуществляется по ГОСТу и техническому регламенту. Гарантировать качество товара можно только при соблюдении условий перевозки и хранения. У тампонажного цемента сроки хранения пол года и свойства начинают ухудшаются при контакте с влагой и воздухом. Сроки затвердевания после добавления воды зависят от температуры в скважине, количества натрия хлорида и калия хлористого в составе цемента. Если температура выше 60 °С, диапазон колеблется от 10 минут до 10 часов. Если ниже может понадобиться от 2 до 12 часов.

На нашем сайте вы можете купить различные виды портландцементов на странице данной продукции.

голоса
Рейтинг статьи
Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector