2d-okna.ru

2Д Окна
10 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Приготовление цементного раствора скважина

Тампонажный сервис

Тампонажные работы, представляют собой один из частей цикла строительства скважин. Имеют значительную трудозатратность и стоимость, на величину которых влияют несколько причин: литолого-стратиграфический разрез скважины, свойство подготовки пилотного ствола, дизайн скважины, верно подобранная реологическая модель смесей, исследуемая лабораторным путём/ Широкий диапазон услуг и всеохватывающие технологии по цементированию ООО «Татбурнефть-ЛУТР» , дают спектр решений для действенного разобщения пластов на всегда работы скважины.

В компании работает технологический сервисный центр, главный задачей которого является обеспечение оказания Заказчикам услуг по инженерному сопровождению крепления эксплуатационных колонн.

Штат технологического сервисного центра укомплектован квалифицированным персоналом (ведущие инженеры-технологи по креплению скважин, инженеры-технологи по креплению, операторы по цементированию скважин).

Квалифицированное инженерное сопровождение работ по креплению эксплуатационных скважин дозволяет Заказчикам обеспечить точное выполнение поставленной задачки, контроль соответствия тампонажного материала, цементировочной техники, последовательности всех операций.

Станции контроля за цементированием разрешают оперативно в хоть какой момент надзирать технологические данные процесса цементирования. По окончании цементирования оформляется отчет о цементировании.

Инженер сопровождения управляет всем тампонажным флотом на скважине, делает расстановку техники, контролирует изготовление тампонажного раствора, организует бесперебойный процесс производства работ на всех шагах, воспринимает оперативные решения во время работы, тем обеспечивая рациональное и действенное выполнение задания в согласовании с принятой нормативной базой.

Для изготовления разных тампонажных материалов на производственной базе Лениногорского филиала имеется закрытый цементный склад ЗЦС-73. Данный цементный склад дозволяет принимать, хранить, взвешивать, фильтровать, загружать в цементовозы и приготовлять цементные консистенции нужного хим состава для проведения тампонажных работ при бурении и серьезном ремонте скважин.

В Альметьвском и Азнакавском филиалах функционирую установки по изготовлению сухих консистенций.

Нефтяная индустрия на данный момент ставит впереди себя задачку не только лишь добыть рекордное количество нефти, да и бросить опосля себя незапятнанными воздух, воду и землю.

Тампонажные работы – работы по перекрытию путей проникания вод в эксплуатационный объект скважины и отключение от нее отдельных пластов и обводненных интервалов. Данные работы — один из главных средств реализации мероприятий по повышению степени извлечения нефти из пласта, охране недр и окружающей среды.

Экологическая деятельность компании предугадывает рациональное внедрение природных ресурсов, сырья, материалов, понижение образования отходов производства и употребления, обеспечение экологической сохранности в согласовании с требованиями законодательства Русской Федерации.

Вся экологическая работа общества построена в разрезе выше перечисленных характеристик. Места временного скопления отходов оборудованы в согласовании с санитарными нормами.

Проводятся лабораторные исследования свойства атмосферного воздуха на предмет соответствия нормативам ПДВ, как на источниках, так и в зоне воздействия компании, спец сертифицированной лабораторией. Часто проводятся проверки подразделений на предмет соблюдения законодательства по охране окружающей среды.

Компания имеет большенный опыт строительства скважин , скопленный предшественниками, осуществляющими производственную деятельность на разных месторождениях в протяжении наиболее 70 лет.

Теоретические базы и практика получения тампонажных материалов для крепления паронагнетательных скважин

Полный текст:

Инструкция

Ключ. слова

О создателях

Перечень литературы

1. Тахаутдинов Ш.Ф., Ибрагимов Н.Г., Студенский М.Н. и др. Трудности горизонтального бурения на залежи битумов // Нефтяное хозяйство. 2007. № 7. С. 30-34.

Читайте так же:
Рецепт бетона с цементом м500

2. Катеев Р.И. Крепление скважин в не нормальных гидродинамических критериях разработки нефтяных месторождений Татарстана. М.: Наука, 2005. 167 с.

3. Булатов А.И., Уханов Р.Ф. Улучшение гидравлических способов цементирования скважин. М.: Недра, 1978.

4. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин. М.: Недра-Бизнесцентр, 2002. 667 с.

5. Данюшевский B.C., Алиев Р.М., Толстых И.Ф. Cправочное управление по тампонажным материалам. 2-е изд. М.: Недра, 1987. 311 c.

6. Каримов Н.Х., Данюшевский B.C., Рахимбаев Ш.М. Разработка рецептур и применение расширяющихся тампонажных цементов: Обзорная информация. М.: BНИИ0ЭНГ, 1980. 50 с.: с ил.

7. Агзамов Ф.А., Бабков B.B., Каримов И.Н. О нужной величине расширения тампонажных материалов // Земля «НЕФТЕГАЗ». 2011. № 8. C. 14-15.

8. Каримов Н.Х., Акчурин Х.И., Газизов X.B., Измухамбетов B.C., Каримов И.Н. Метод получения расширяющегося тампонажного материала. Патент РФ (Российская Федерация — государство в Восточной Европе и Северной Азии, наша Родина) № 2105132, 1998. БИ 5, 8 c.

9. Агзамов Ф.А., Тихонов М.А., Каримов И.Н. Bлияние фиброармирования на характеристики тампонажных материалов // Земля «НЕФТЕГАЗ». 2013. № 4. C. 76-80.

10. Левшин B.А., Новохатский Д.Ф., Паринов П.Ф., Сидоренко Ю.И. Дисперсно-армированные тампонажные материалы // Нефтяное хозяйство. 1982. № 3. C. 25-27.

11. Бабков B.B., Мохов B.Н., Давлетшин М.Б., Парфенов А.В. Технологические способности увеличения ударной выносливости цементных бетонов // Cтроительные материалы. 2000. № 10. C. 19-20.

12. Рабинович Ф.Н. О неких особенностях работы композитов на базе дисперсно-армированных бетонов // Бетон и железобетон. 1998. № 6. C. 19-23.

13. Булатов А.И. Управление физико-механическими качествами тампонажных систем. М.: Недра, 1976.

14. Данюшевский B.C. Проектирование хороших составов тампонажных цементов. М.: Недра, 1978. 293 с.

15. Агзамов Ф.А., Измухамбетов Б.С., Токунова Э.Ф. Химия тампонажных и буровых смесей. ОТб.: Недра, 2011. 268 с.

16. Кравцов B.М., Кузнецов Ю.С., Мавлютов М.Р., Агзамов Ф.А. Крепление высокотемпературных скважин в коррозионно-активных средах. М.: Недра, 1987. 190 с.

17. Бутт Ю.М., Рашкович Л.Н. Твердение вяжущих при завышенных температурах. М.: Сройиздат, 1965. 224 с.

18. Агзамов Ф.А., Измухамбетов Б.С. Долговечность тампонажного камня в коррозионно-активных средах. ОТб.: ООО «Недра», 2005. 318 с.

19. Каримов И.Н., Агзамов Ф.А., Мяжитов Р.С. Тампонажный материал. Патент № 2530805 РФ (Российская Федерация — государство в Восточной Европе и Северной Азии, наша Родина), опубл. 10.10.2014, бюл. № 28.

20. Хинт И.А. Базы производства силикальцитных изделий. М.-Л.: Госстройиздат, 1962. 601 с.

21. Измухамбетов Б.С., Агзамов Ф.А., Умралиев Б.Т. Применение дезинтеграторной технологии при получении пылеобразных материалов для строительства скважин. ОТб.: ООО «Недра», 2007. 464 с.

Читайте так же:
Проектного института по цементной промышленности

22. Юсупов И.Г., Амерханова С.И., Катеев Р.И. Методика оценки свойства строительства скважин и результаты ее внедрения в ОАО (форма организации публичной компании; акционерное общество) «Татнефть» // Бурение и нефть. 2008. № 9. C. 48-51.

Доп файлы

Для цитирования: Агзамов Ф.А., Каримов И.Н., Мяжитов Р.С. Теоретические базы и практика получения тампонажных материалов для крепления паронагнетательных скважин. Земля «НЕФТЕГАЗ». 2016;(9):26-33.

For citation: Agzamov F.A., Karimov I.N., Myazhitov R.S. Theoretical bases and practice of getting plugging materials for cementing steam injection wells. Territorija “NEFTEGAS” [Oil and Gas Territory]. 2016;(9):26-33. (In Russ.)

Оборотные ссылки

  • Оборотные ссылки не определены.


Контент доступен под лицензией Creative Commons Attribution 4.0 License.

Тампонирование нефтяных скважин

1-ая в мире нефтяная скважина возникла в Русской империи в 1846 году. Сейчас район, где она была пробурена, находится на местности Азербайджана. Скважина была геологоразведочной. А вот первую нефть из промышленной скважины получили америкосы.

Это вышло, по различным данным, или в 1857, или в 1859 году.

1-ые полста лет собственного существования нефтедобывающая индустрия обходилась без тампонирования скважин. Но приблизительно в 1907-1908 годах произошла 1-ая успешная попытка уплотнения обсадной колонны цементным веществом с целью защиты нефтяных слоёв от проникания воды.

Тампонажный цемент

На заре промышленной нефтедобычи для задач тампонирования применяли самый обычный портландцемент — буквально таковой же, как и для строительства. Но по мере развития нефтедобывающей отрасли требования к тампонажным материалам стали наиболее серьезными.

1-ые нефтяные скважины были неглубокими, а производимый в те времена цемент имел относительно твердый помол, приблизительно 1200–1300 см2/г.

Уже тогда проявились 1-ые недочеты этого материала для тампонирования скважин. Дело в том, что на малых глубинах в критериях маленьких давлений и температур цементный раствор очень медлительно схватывался. Это приводило к задержке запуска скважины в эксплуатацию, потому что приходилось длительно ожидать затвердевания цемента, чтоб он стал довольно крепким.

Тогда нефтедобывающие компании востребовали от производителей портландцемента, чтоб для их делали наиболее маленький помол этого материала. Нефтяники были готовы платить больше за доп помол, чтоб получать для собственных нужд цемент соответствующего свойства, владеющий усовершенствованными техническими чертами.

С течением времени и такие характеристики закончили удовлетворять требованиям нефтедобывающих компаний. Скважины стали бурить на огромную глубину, где давление и температура существенно выше, чем в неглубоких скважинах. В этих критериях быстросхватывающийся портландцемент не подойдёт, ведь он застывает ещё до того, как достигнет подходящей глубины.

Из-за этого пришлось опять возвратиться к цементам грубого помола. Наиболее того, в состав стали вводить добавки, замедляющие его застывание. Первой стали применять замедлители америкосы. При помоле цемента добавляли гипс, а во время тампонирования — смесь борной кислоты и гуммиарабика. Позднее для нужд нефтяников стали применять и остальные виды замедлителей. Сейчас наибольшая глубина, на которой целенаправлено внедрение цементов замедленного схватывания, составляет 4,8 километра.

Читайте так же:
Контроль качества цемента гост

Почаще всего тампонажные цементные смеси заливают меж стенами скважины и обсадной трубой. Эта мера:

  • препятствует попаданию воды в нефтеносный слой;
  • предутверждает выбросы нефти и газа;
  • защищает материал обсадки от брутального действия наружной среды;
  • крепит обсадную трубу, снижая нагрузку на неё;
  • дозволяет заполнять трещинкы, поры и каверны в породе.

Не считая этого, тампонажный раствор можно заливать в скважину для уменьшения её глубины либо для консервации. С его помощью можно также устранить недостатки обсадной трубы.

Как происходит тампонирование скважин

Выбор тампонирующего раствора зависит от типа породы и остальных причин. К примеру, если проникающий слой находится на маленький глубине, не наиболее полукилометра, состав для тампонирования проталкивают до подходящей отметки при помощи бурового раствора. Если в породе есть большие трещинкы, используют вязкопластичный тампонажный состав. Он может включать в себя цемент, полимерные составляющие, составы на глины.

В цемент могут добавлять материалы, содействующие резвому схватыванию, например, хлористый кальций. Для изолирования пористых поверхностей используют смолы, а для всасывающих карстовых полостей — глинолатексные составы. Внедрение смол для поверхностей, покрытых маленькими порами, весьма отлично, потому что этот материал владеет большей проникающей способностью, чем цементные смеси.

Обычно закачивают тампонирующий состав через бурильную колонну на высоту участка, который следует изолировать. Тампонирование можно делать от забоя скважины либо сверху. В крайнем варианте его создают в один либо несколько шагов.

Хотя одноэтапное наполнение созодать проще, в неких вариантах применение этого способа нереально. К примеру, для такового метода необходимо, чтоб размещение трещинок было относительно равномерным. Многоэтапное тампонирование может проходить как с наиболее глубочайших горизонтов ввысь, так и напротив.

Если поперечник скважины невелик, часто употребляют пакер, при помощи которого создают изоляцию отдельных пластов.

Существует также циркуляционный способ. Он заключается в закачке лишнего количества тампонирующего раствора. Излишний материал по межтрубному месту поднимается ввысь. Хотя эта методика считается на техническом уровне сложной, при её использовании не происходит закупорки трещинок и остальных полостей.

Самые распространённые методы тампонирования нефтяных скважин

Разглядим подробнее более распространённые методы тампонирования нефтяных скважин.

Для устранения негерметичности обсадной колонны и места за ней через фильтр скважины либо недостаток в колонне происходит закачка тампонажного раствора. Это самый распространённый вариант тампонирования скважин. Он может выполняться 3-мя методами: с разбуриванием стакана; с вымыванием излишков; комбинированным способом.

В первом случае насосно-компрессорные трубы (НКТ) опускают в скважину таковым образом, чтоб они оказались на 5–10 метров выше верхней границы отверстий фильтра либо недостатка обсадной колонны. В их закачивают тампонажный раствор. Его избытки вымываются, а получившийся опосля его застывания в скважине стакан разбуривают.

Разбуривание затвердевшего цемента в колонне не постоянно целенаправлено. Чтоб обойтись без этого, создают вымывание тампонажного раствора, используя при всем этом противодавление на пласт. Весьма принципиально, чтоб процесс завершился до того, как раствор затвердеет. Почаще всего данный способ употребляется, когда для тампонирования используют нефтецементные смеси.

Читайте так же:
Замешивание цемента для стяжки

В неких вариантах оба этих способа используются в комплексе.
Этот метод именуют комбинированным.

Ликвидационное тампонирование

Тампонирование создают не только лишь для устранения изъянов поверхности и обсадной колонны, да и для ликвидации скважин. Это происходит в 2-ух вариантах. Скважина быть может пробурена для временных целей. К примеру, она является поисковой либо разведочной. Не считая того, бывает, что эксплуатацию скважины прекращают. В этом случае её консервируют во избежание загрязнения с поверхности водоносных и нефтеносных горизонтов.

Почаще всего геологоразведочные скважины заполняют тампонажными составами опосля прекращения их использования.

Обычно для этого употребляют цементные мосты. При подборе состава тампонажных консистенций сначала учитывают степень злости компонент, входящих в состав подземных вод. Для тампонирования употребляют цемент, песок, глину, отходы бурения, ускорители застывания, разные добавки и остальные составляющие.

Для брутальных магнезиальных вод, температура которых не превосходит 100 градусов по Цельсию, употребляют шлакопортландцемент.

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

Тампонирование нефтяной скважины, где находится сероводородная брутальная среда, а температура добивается 250 градусов, проходит с внедрением шлакопесчаного цемента.

Если подземные воды содержат брутальные сульфатные составляющие, то употребляют портландцемент, владеющий завышенной сульфатостойкостью. Не считая того, в него добавляется ускоритель схватывания.

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

При консервации скважины, пробуренной на маленькую глубину и не имеющей значимого водопритока, употребляют просушенные шарики из глины с добавлением песка.

Один из самых сложных случаев — скважина с огромным водопритоком, самоизливающийся поток которой может достигать полутораметровой высоты. Для её ликвидационного тампонирования будет нужно целый комплекс мер, куда заходит установка цементных мостов с гидроизолирующей перемычкой из глинистых шариков, также применение разных заполнителей.

Верный выбор тампонирующих составов и технологии проведения работ разрешают надёжно законсервировать скважину и избежать загрязнений подземных горизонтов.

Порядок действий

Существует несколько методов на цементирование, а конкретно:

  1. Прямое введение раствора за пространственные участки обсадной трубы, при всем этом тампонажный наполнитель направляется сверху вниз под своим напором. Метод легкий, но не постоянно дает хороший результат.
  2. Оборотное цементирование. Технологический процесс обоснован подготовительной установкой заглушки либо диафрагмы, закрывающей доступ к рабочему участку скважины.
  3. Раствор заливается прямо в обсадный трубопровод, а потом при помощи специальной водянистой суспензии продавливается вовнутрь. В процессе продавливания тампонажная смесь выступает за границы трубы и заполняет место меж шахтой.
  4. Скважины с предельной глубиной цементируются раздельно, несколькими слоями.
  5. Тампонажной консистенцией должны быть заполнены все места за обсадными колоннами. Образование пустотелостей не допустимо, при всем этом раствор должен стремительно схватываться.
  6. Сцепление цемента обязано иметь высочайшие технологические характеристики, которые укажут на возможность выдержки напора грунтовых вод, в составе которых содержатся брутальные взвеси.
  7. Тамонажный раствор должен быть устойчив к глубинным перегрузкам, которые вероятны под воздействием соответствующих каменистых пород.
  8. Зона томпонирования обязана исключить содержание продавливающей воды и быть вытесненной, потому что ее остатки нарушают процесс цементирования и являются браком.
Читайте так же:
Цемент раствор бетон что это такое

Составляющие технологического процесса

Процесс цементирования скважин состоит из 5 главных видов работ:

  • подготовка тампонажного раствора;
  • закачка приготовленного раствора в скважину;
  • подача цементного раствора избранным методом в затрубное место;
  • период затвердения закачанного тампонажного раствора;
  • проверка свойства проведения цементировочных работ доступными способами.

Принципиально! Перед началом работ составляется программка их проведения, которая опирается на технический расчет цементирования скважины. При всем этом учитываются горно-геологические условия, величина протяженности интервала, нуждающегося в укреплении, индивидуальности конструкции ствола скважины и его состояния. При расчете опираются на опыт проведения схожих работ в данном районе, если такой имеется.

Этапы работ при цементировании

Сначала опосля проведения расчетов нужно приготовить необходимое количество раствора. Для этого проводят установку специального смесителя и употребляют портландцемент. Конкретно это вещество является очень крепким и устойчивым к разным механическим повреждениям опосля застывания.

  • Готовый раствор закачивается в околотрубное место конкретно опосля изготовления, так как имеет высочайший порог застывания (другими словами весьма стремительно стынет).
  • Последующими шагом является затвердевание раствора. На это может уйти различное количество времени зависимо от глубины скважины, толщины околотрубного места, марки и типа цементной консистенции.
  • На конечном шаге производится проверка выполненных работ, и свойство цементирования скважин, а конкретно — испытание застывшего раствора на крепкость.

Принципиально: на крепкость и скорость застывания готового раствора влияют такие причины как температура, количество воды в растворе и наличие особых добавок. В первом случае стоит знать, что раствор застывает резвее при наиболее больших температурах.

В случае с водой, напомним, что огромное её количество в растворе дозволяет лучше заполнить все околотрубные места, но при всем этом скорость застывания цемента и его крепкость оставляют желать наилучшего. Потому так важен первичный расчет. А разные виды добавок разрешают усилить характеристики готового цементного раствора, что также просит проведения глубочайшего анализа и расчета.

Приготовление при минусовой температуре

Наибольшая неувязка в изготовлении строительного массы в зимнюю пору – замерзший песок. Потому идеальнее всего песок для работы заготовить заблаговременно. В мешалку лучше заливать жаркую воду, в этом случае цемент в массе остывает существенно подольше.

Кроме всех узнаваемых компонент, которые входят в готовый продукт, в зимнюю пору следует добавлять поташ. Эта жидкость дает возможность не замерзнуть готовой массе. Минусовая температура на крепкость цементного раствора без добавок хим компонент никак не сказывается и свойство работы от этого не мучается.

голоса
Рейтинг статьи
Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector