
- •Перелік умовних позначень
- •1. Розвиток бурової справи на україні
- •1.1. Мета і завдання курсу
- •1.2. Розвиток бурової справи на Україні
- •2. Класифікація свердловин за призначенням. Конструкція свердловин
- •2.1. Класифікація свердловин
- •2.2. Конструкція свердловин
- •3. Основні складові та техніко-економічні показники будівництва свердловин
- •3.1. Основні складові процесу будівництва свердловин
- •3.2. Основні техніко-економічні показники будівництва свердловин
- •4. Способи і режимибуріння свердловин
- •4.1. Способи буріння свердловин
- •4.2. Режими буріння свердловин
- •5. Фізико-механічні властивості гірських порід
- •5.1. Загальні відомості про гірські породи.
- •5.2.Фізико-механічні властивості гірських порід
- •6. Породоруйнуючий інструмент
- •6.1. Призначення та класифікація породоруйнуючих інструментів
- •6.4. Бурові долота спеціального призначення
- •7. Промивання свердловин
- •7.1. Функції промивальної рідини та вимоги до неї
- •7.3. Властивості промивальних рідин
- •8. Бурильна колона
- •8.1. Умови роботи бурильної колони
- •8.2. Конструктивні особливості елементів бурильної колони
- •8.2.1. Бурильні труби та з'єднуючі муфти
- •8.2.2. Бурильні замки
- •8.2.3. Обважнені бурильні труби
- •8.2.4. Ведучі бурильні труби
- •8.2.5. Перехідники
- •8.3. Технологічне оснащення бурильної колони
- •9. Кріплення свердловин
- •9.1. Мета і способи кріплення свердловин
- •9.2. Обсадні труби та їх з’єднання
- •9.3. Оснащення обсадних колон
- •10 Цементування свердловин
- •10.1. Мета цементування свердловин
- •10.2. Способи первинного цементування
- •10.2.1. Одноступінчасте цементування
- •10.3. Тампонажні матеріали
- •10.3.1. Призначення тампонажних матеріалів та вимоги до них
- •10.3.2. Класифікація тампонажних матеріалів
- •11 Первинне розкриття та випробування продуктивних пластів
- •11.1. Способи первинного розкриття продуктивних пластів
- •11.2. Суть, способи та задачі випробування перспективних горизонтів
- •12 Умови залягання покладів вуглеводнів. Елементи фізики нафтового пласта
- •12.1. Умови залягання покладів вуглеводнів
- •12.2. Колекторські властивості теригенних (уламкових) гірських порід
- •12.3. Колекторські властивості карбонатних (тріщинуватих) порід
- •13 Режими роботи нафтових і газових покладів
- •13.1. Джерела і характеристики пластової енергії
- •13.2. Режими роботи нафтових і газових покладів
- •13.3. Нафтовилучення із пластів
- •14. Освоєння і дослідження свердловин
- •14.1. Освоєння свердловин
- •14.2. Методи дослідження пластів і продуктивності свердловин
- •14.3. Дослідження нафтових свердловин на приплив при сталому режимі
- •15. Системи розробки нафтових і газових родовищ
- •15.1. Виділення експлуатаційних об’єктів
- •15.2. Системи розробки багатопластових родовищ
- •15.3. Системи розробки експлуатаційних об’єктів (покладів)
- •16. Методи підвищення нафто- і газовіддачі пластів
- •16.1. Фактори, що впливають на повноту вилучення нафти й газу з покладів
- •16.2. Методи збільшення нафтовіддачі пластів
- •16.3. Газо- і конденсатовіддача газових і газоконденсатних покладів
- •17. Способи експлуатації нафтових і газових свердловин
- •17.1. Фонтанна і газліфтна експлуатація свердловин
- •17.1.1. Способи підйому нафти на поверхню
- •17.1.2. Зміна тисків по глибині свердловин при різних способах експлуатації
- •17.1.3. Обладнання свердловин
- •17.1.4. Газліфтна експлуатація свердловин і застосовуване обладнання
- •17.2. Експлуатація свердловин глибинонасосними установками
- •17.2.1. Устрій та обладнання штангових насосних установок
- •17.2.2. Експлуатація свердловин заглибленими відцентровими електронасосами
- •17.2.3. Інші види безштангових насосів, що застосовуються при експлуатації нафтових свердловин
- •17.3. Вибір раціонального способу експлуатації свердловин
- •17.4. Обладнання та експлуатація газових свердловин
- •17.4.1. |Конструкція свердловин
- •17.4.2. Режим експлуатації газових свердловин
- •18. Методи підвищення продуктивності свердловин
- •18.1.Кислотна обробка пласта
- •18.2. Гідравлічний розрив пластів
- •18.3. Гідропіскоструминна перфорація
- •18.4. Теплофізичні методи впливу
- •18.5. Імпульсно-ударний і вібраційний вплив
- •19. Боротьба з ускладненнями при експлуатації нафтових і газових свердловин. Підземний ремонт свердловин
- •19.1. Боротьба з ускладненнями при експлуатації нафтових і газових свердловин
- •19.2. Ремонт свердловин
- •Термінологічний словник
- •Список літератури
- •36011, М. Полтава, просп. Першотравневий, 24
10.3. Тампонажні матеріали
Тампонажними називають матеріали, які при змішуванні з водою або водними розчинами солей, утворюють суспензії, здатні в умовах свердловини перетворюватися в практично непроникне тверде тіло.
Як тампонажні матеріали найширше застосовують мінеральні в'яжучі речовини – спеціальні марки цементів.
До мінеральних в'яжучих речовин належать також рідкі матеріали, здатність до затвердівання яких проявляється при змішуванні їх з розчинами інших хімічних речовин. У суміші таких речовин відбувається хімічна реакція, в результаті якої випадає тонкодисперсний твердий осад.
Як тампонажні застосовуються й органічні матеріали, що полімеризуються (деякі смоли, пластичні маси та ін.).
10.3.1. Призначення тампонажних матеріалів та вимоги до них
Тампонажні матеріали використовують перш за все для заповнення заколонного простору свердловин та ізоляції всіх проникних порід одна від одної; попередження перетоку флюїдів з одного пласта в інший або в атмосферу по заколонному простору; для закупорювання тріщин, каверн та інших каналів, якими може поглинатись промивальна рідина; для захисту зовнішньої поверхні обсадних колон від корозії пластовими водами (газами); для надання більшої стійкості обсадним колонам; для створення постійної або тимчасової перегородки в стовбурі свердловини (цементний міст) та інших цілей.
Тампонажні матеріали, які використовуються для розмежування проникних пластів, повинні задовольняти певні вимоги:
1. Суспензія такого матеріалу повинна легко прокачуватись протягом часу, необхідного для транспортування її в заданий інтервал свердловини, а в спокою – бути седиментаційно стійкою.
Після закінчення транспортування в свердловину суспензія в короткий термін повинна перетворитися в практично непроникне тверде тіло.
Суспензія повинна перетворитись у тверде тіло з невеликим збільшенням об'єму або в крайньому випадку без усадки.
Утворене із суспензії тверде тіло повинно бути високоеластичним, довговічним, стійким проти корозії при контакті з пластовими флюїдами.
Тверде тіло повинно зберігати свої механічні властивості, непроникність та корозійну стійкість при всіх змінах температури, що можливі в свердловині.
Воно повинно мати достатнє зчеплення з обсадною колоною і стінкою свердловини та міцність.
Тампонажні матеріали повинні бути недефіцитними і порівняно недорогими.
Якщо тампонажний матеріал використовується для створення моста у свердловині, утворюваний камінь повинен мати велику міцність.
10.3.2. Класифікація тампонажних матеріалів
Хімічні речовини, які забезпечують затвердівання тампонажних розчинів, називаються базовими тампонажними матеріалами або цементами. Речовини, які вводяться для регулювання властивостей тампонажних розчинів або тампонажного матеріалу, називаються домішками. Матеріали, які містять домішки, називаються модифікованими.
Хімічні речовини, які забезпечують затвердіння рідиноподібної системи – тампонажного розчину часто змішують з іншими речовинами – наповнювачами, щоб зекономити в'яжуче, змінити фізичні властивості розчину (обважнювальні, полегшувальні домішки) та надати їм спеціальні властивості (закупорювальні або армувальні наповнювачі), або з хімічно активними домішками, щоб прискорити чи сповільнити темпи затвердіння, зменшити корозійну дію навколишнього середовища і т.д.
За характером застосування тампонажні матеріали можна розділити на три групи:
а) базові тампонажні матеріали;
б) модифіковані тампонажні цементи (суміші);
в) домішки до тампонажних матеріалів для їх модифікування.
За властивостями тампонажні матеріали класифікуються на:
1. швидкотужавіючі;
2. повільнотужавіючі;
3. корозійно стійкі до певних середовищ;
4. розширювальні;
5. із закупорювальними властивостями;
6. з особливо високою рухомістю (текучістю);
7. з низькою водовіддачею;
8. армовані волокнами.
За складом тампонажні цементи розділяють на такі групи:
1. портландцементи (без домішок, крім гіпсу);
2. портландцементи з мінеральними домішками до 20%;
3. портландцементи зі спеціальними домішками, які регулюють густину цементного тіста (20 – 80 %);
4. цементи на основі глиноземистого клінкера;
5. безклінкерні цементи на основі вапняково-кремнеземистих в'яжучих, доменних шлаків та інших відходів металургійної промисловості, а також цементи полімерні, на основі гіпсу і композиції декількох в'яжучих речовин.
За температурою застосування тампонажні цементи діляться на:
1. для низьких температур (15 0С);
2. для нормальних температур (15 – 50 0С);
3. для помірних температур (50 – 100 0С);
4. для підвищених температур (100 – 150 0С);
5. для високих температур (150 – 250 0С);
6. для надвисоких температур (250 0С);
7. для циклічно-змінних температур.
За густиною одержаного розчину тампонажні цементи поділяють на:
1. легкі – 1400 кг/м3;
2. полегшені – 1400 – 1650 кг/м3;
3. нормальні – 1650 – 1950 кг/м3;
4. обважнені – 1950 – 2300 кг/м3;
5. важкі – 2300 кг/м3.
За стійкістю до агресивної дії пластового середовища тампонажні цементи розділяються на:
1. стійкі до сульфатних середовищ;
2. стійкі до кислих (вуглекисле, сірководневе) середовищ;
3. стійкі до магнезіальних середовищ;
4. стійкі до полімінеральних середовищ.
За величиною об’ємних деформацій при твердінні:
1. без особливих вимог;
2. безусадочні – величина лінійної деформації розширення після 3-х діб твердіння до 0,1 %;
3. цементи, що розширюються – величина лінійної деформації розширення після 2-х діб твердіння більше 0,1 %.
Американський нафтовий інститут класифікує цементи на дев’ять класів залежно від умов цементованої свердловини (класи А, В, С, D, Е, F, G, Н, І).