- •1. Введение
- •2. Основы нефтепромысловой геологии и физики пласта.
- •2.1. Физико-механические свойства пород-коллекторов.
- •2.1.1 Гранулометрический состав.
- •2.1.2 Пористость
- •2.1.3 Проницаемость
- •2.2 Состав и физическое состояние нефти и газа в условиях продуктивного пласта
- •2.3 Некоторые свойства газов, нефтей и пластовых вод.
- •2. Вскрытие продуктивных пластов при бурении
- •2.1 Изменение проницаемости призабойной зоны пласта при вскрытии
- •2.4 Понятие о коэффициенте аномальности, индексе давления поглощения.
- •2.2 Механизмы влияния дисперсионной среды промывочной жидкости
- •2.3 Влияние дисперсной фазы промывочной жидкости
- •2.4 Движение жидкостей и газов в тостах
- •2.5 Гидродинамическое совершенство скважины и понятие о скин-эффекте.
- •2.7 Вскрытие пластов и бурение на репрессии, депрессии.
- •2.8 Методы вхождения в продуктивную залежь (метод вскрытия)
- •2.9 Методика выбора метода вхождения в продуктивную залежь (самостоятельно).
- •3. Крепление скважин
- •3.1 Конструкция скважины
- •3.1.1 Элементы конструкции скважины:
- •3.1.2 Изображение конструкции скважины
- •3.1.3. Требования к конструкции скважин
- •3.1.4 Основные факторы, влияющие на проектирование конструкции
- •3.1.5 Проектирование конструкции скважины
- •3.2 Обсадные трубы
- •3.2.1 Виды и конструкция обсадных труб
- •3.2.2 Резьбовые соединения обсадных труб.
- •3.2.3 Сварные соединения обсадных труб
- •3.3 Расчет обсадных колонн
- •3.3.3 Расчет обсадных колонн на внутреннее давление.
- •3.3.4 Методика выбора обсадных труб и резьбовых соединений
- •3.3.5 Выбор обсадных труб по условиям прочности
- •3.3.6 Выбор резьбовых соединении и герметизирующих средств по условиям герметичности
- •3.3.7 Определение избыточных давлений и растягивающих нагрузок.
- •При испытании колонны в один прием без пакера
- •Минимально необходимое (нормативное) избыточное внутреннее
- •3.3.7 Проектирование обсадной колонн
- •Значения коэффициента запаса прочности на внутреннее давление (n2)
- •3.3.8 Особенности расчета обсадных колонн для наклонно направленных скважин
- •Допустимую нагрузку рассчитывают по выражению
- •3.3.9 Условия роботы обсадных колонн
- •3.3.10 Подготовительные работы к спуску обсадных колонн
- •3.3.11 Оборудование и технологическая оснастка обсадных колонн
- •3.3.12 Устройства для крепления скважин хвостовиками и секциями обсадных колонн.
- •3.4 Цементирование скважин или разобщение пластов.
- •3.4.1 Требования к качеству разобщения
- •3.4.2 Назначение и функции, выполняемые цементным камнем:
- •3.4.3 Тампонажные материалы, применяемые для цементирования нефтяных и газовых скважин.
- •3.4.4 Классификация портландцементов тампонажных
- •3.4.5 Условное обозначение портландцемента
- •3.4.6 Основные свойства цементного порошка, раствора и камня (гост 1581-96, гост 26798.1-96, гост 26798.2-96)
- •3.6. Способы первичного цементирования скважин. Цементирование хвостовиков (самостоятельно)
- •3.7. Машины и оборудования для крепления скважин
- •3.8 Основные факторы, приводящие к нарушению герметичности заколонного пространства
- •3.8.1 Классификация факторов, приводящих к газопроявлениям и межклонным перетокам
- •3.8.2. Влияние фильтрационной корки на качество крепления скважины
- •3.8.3. Влияние физико-химических процессов, происходящих в цементном растворе при его твердении
- •3.8.4 Вытеснение бурового раствора цементным
- •3.8.5 Нарушение сплошности крепи вследствие проведения технологических операций
- •3.9 Заключительные работы после цементирования
- •3.9.1 Оценка качества цементирования скважин
- •3.10 Буферные жидкости
- •4. Установка цементных мостов
- •5. Вторичное вскрытие продуктивных пластов
- •5.1.2. Кумулятивная перфорация
- •6.4 Воздействия на призабойную зону пласта в процессе освоения.
- •6.4.1 Методы восстановления проницаемости призабойной зоны
- •6.4.2 Методы увеличения естественной проницаемости призабойной зоны
- •7. Ремонтно-изоляционные работы в скважине.
- •7.1 Виды и причины нарушения герметичности крепи скважины
- •7.2 Методы выявления дефектов крепи скважины
- •7.3 Способы и средства восстановления герметичности обсадных колонн
- •10.3 Общие принципы ремонтно-изаляционных работ (рир) и последовательность выполнения технологических операции
- •10.4 Создание цементного экрана
3.4.3 Тампонажные материалы, применяемые для цементирования нефтяных и газовых скважин.
В качестве тампонажных материалов в настоящее время широко применяются минеральные вяжущие вещества – порошкообразные продукты, образующие при так называемом затворении, т.е. при смешивании с водой или водными растворами солей, нерасслаивающиеся суспензии, способные к затвердеванию. Природа твердения таких суспензий сложна и многообразна. В ее основе лежит чаще всего химическая реакция между частицами порошка (твердой фазы суспензии) и жидкостью затворения (жидкой фазой суспензии), приводящая к следующему :
значительному увеличению объема твердой фазы за счет химической реакции присоединения к ней жидкой фазы;
повышению дисперсности твердой фазы, сопровождающемуся многократным увеличением поверхности раздела фаз, а следовательно, к росту числа контактов между частицами твердой фазы, причем в местах контакта частицы сращиваются;
образованию тонкокристаллической структуры тампонажного камня.
В качестве вяжущего обычно используется портландские, шлаковые, белитовые, глиноземистые и некоторые другие цементы: облегченные и утяжеленные цементные смеси, волокнистые, коррозионностойкие, расширяющиеся, низкогигроскопичные.
В качестве вяжущего обычно используется тампонажный цемент. Тампонажный портландцемент представляет собой разновидность портландцемента – порошкообразного минерального неорганического вяжущего материала, состоящего главным образом из высокоосновных силикатов кальция. Последний является смесью многих минералов, стекловидных и аморфных фаз. Минералы портландцемента возникают в результате высокотемпературного обжига сырьевой смеси, содержащей в строго определенном соотношении щелочной оксид – окись кальция (СаО) и кислотные оксиды – окись кремния (SiO2), окись алюминия (Аl2О3) и окись железа (обычно Fе2О3)[111,313,146].
Указанные выше четыре главных оксида содержатся в портландцементном клинкере обычно в следующих количествах, %: 60-75 СаО; 17-25 SiO2; 3-8 Аl2О3; 2-6 Fе2О3.
Содержание других оксидов, попадающих в клинкер из сырья и являющихся примесями, колеблется в следующих пределах, %: 0,1-5,5 MgO; 0,5-1,3 К2O + Na2O; 0,3-1,0 SO3; 0,2-0,5 TiO2; 0,1-0,3 Р2О5.
Тампонажный портланд-цемент получается в результате совместного помола клинкера, содержащего, в основном, алит (ЗСаО • SiO2, C3S) – 40-65%, белит (2СаО • SiO2, C2S) – 12-35%, трехкальциевый алюминат (ЗСаО • А12О3, С3А) –до 15%, четырехкальциевый аллюмоферрит (4СаО • А12О3 • Fe2O3, C4AF)-10-25%, свободная окись кальция – до 1%, свободная окись магния, стекловидную фазу, щелочные окислы с 3—5% гипса, а также 10—15% шлака, трепела, опоки, глины или других минеральных добавок.
Высокая прочность цементного камня обусловлена главным образом особыми свойствами гидросиликатов кальция. Остальные составные части цементного камня играют второстепенную, а во многих случаях и вредную роль. Поэтому лучшим цементом был бы такой, в котором содержались только двухкальциевый (β-2СаО SiO2) и трехкальциевый (3СаО SiO2) силикаты. Однако в промышленном масштабе такой цемент получить очень трудно[111].
Из минералов-силикатов высокой гидратационной активностью отличается трехкальциевый силикат. Присутствие этого силиката обеспечивает быстрый рост прочности цементного камня в ранний период твердения (до одного месяца). Двухкальциевый силикат, напротив, является самым медленнотвердеющим минералом из четырех основных минералов портландцементного клинкера. Однако его присутствие необходимо для повышения долговечности цементного камня, особенно при высокой температуре. В этих условиях скорость гидратации двухкальциевого силиката возрастает в очень большой степени, и цементы, содержащие много двухкальциевого силиката, при повышении температуры быстро набирают прочность.
Считается, что в клинкере высококачественного портландцемента содержание минералов-силикатов должно в сумме составлять около 75 %, а содержание минералов-плавней (алюмината и аллюмоферита) около 25 %
