- •Тампонажные смеси
- •1.1 Функции тампонажных смесей
- •1.2 Требования к тампонажным смесям
- •1.3 Способы упрочнения и кольматации стенок скважин. Способы тампонирования
- •Г л а в а 2. Состав цементных растворов
- •2.1 Цементы
- •2.2 Разновидности портландцемента
- •2.3 Механизм твердения цементов
- •2.4 Жидкости затворения. Добавки. Буферные жидкости
- •2.5 Расчет количества компонентов цементного раствора
- •3.1 Свойства цементного раствора
- •3.2 Регулирование параметров цементных растворов
- •4.1 Подготовка образцов к определению параметров цементного камня
- •4.2 Кинематика и термодинамика изменения свойств
- •4.3 Прочность ценетного камня
- •4.4 Сцепляемость цементного камня с горной породой
- •4.5 Усадка цементного камня при твердени
- •4.6 Неконтролируемое самопроизвольное расширение
- •4.7 Проникаемость цементного камня
- •4.8 Коррозионная стойкость цементного камня
- •4.9 Термостойкость цементного раствора и камня
- •5.1 Гельцементированные растворы
- •5.2 Глиноцементные растворы
- •Г л а в а 6. Коррозионностойкие тампонажные цементы
- •7.1 О термостойкости цементов
- •7.2 Цементно – кремнемнеземистые смеси
- •7.3 Шлакопесчаные цементы
- •7.4 Белито-кремнеземистый цемент (бкц)
- •7.5 Известково-кремнеземистые цементы
- •Глава 8 расширяющиеся тампонажные цементы
- •8.1 Способы регулирования процесса расширения.
- •8.2 Составы расширяющихся тампонажных цементов
- •Глава 9. Органические и органо – минеральные тампонажные смеси
- •9.1 Полиакриломид – цементные, лигнасо- цементные и цементно-латексные тампонажные смеси.
- •9.2 Синтетические смолы
- •9.3 Тампонажные смеси на основе карбамидных смол
- •9.4 Тампонажные смеси на основе сланцевых смол
- •9.5 Смологлинистые растворы
- •9.6 Полимерные тампонажные смеси
- •9.7 Тампонажные смеси на основе латексов
- •9.8 Смоло-полимерные смеси
- •9.8Другие полимер-минеральные тампонажные смеси
- •10.1 Битумы
- •10.2 Битумные эмульсии
- •10.3 Взаимодействие битумов с горными породами
- •10.4 Добавки к битумам
- •10.5 Цементно-битумные смеси
- •11.1 Механизм упрочнения и кольматации горных пород
- •11.2 Способы силикатизации
- •11.3 Способы однорастворной силикатизации
- •11.4 Взаимодействие силикатных растворов с горными породами
- •12.1 Облегченные тампонажные цементнты и растворы
- •12.1.1 Способы снижения плотности тампонажных растворов
- •12.1.2 Гельцементные растворы
- •12.1.3 Цементные растворы с кремнеземнистыми облегчающими добавками
- •12.14Проектирование составов облегченных тампонажных цементов и растворов
- •12.2.1 Утяжеленные тампонажные цементы и растворы
- •12.2.2Утяжеленный цемент для умеренно высоких температур
- •12.2.2 Утяжеленные шлаковые цементы
- •12.23Утяжеленные тампонажные цементно- и шлако-баритовые растворы
- •12.2.4Утяжеленные тампонажные растворы на основе шлаков цветной металлургии
- •Из свинцового шлака
- •Совместного помола свинцового шлака и песка при различных температурах и давлении 50 мп а
- •12.3 Тампонажные растворы, затворенные на концентрированных растворах солей
- •12.3.1 Растворение соленосных отложений
- •12.3.2 Приготовление засоленных тампонажных растворов
- •12.3.3 Влияние солей на реологические свойства тампонажных растворов
- •12.3.4 Водоотдача засоленных тампонажных растворов
- •12.3.5 Сцепление цементного камня с солями
- •12.4 Прочие модифицированные тампонажные материалы.
- •12.4.1Дисперсно-армированные тампонажные цементы
- •12.4.2Обращенные нефтеэмульсионные тампонажные растворы
- •12.4.3Нефтецементные растворы
- •13.1 Общие сведения.
- •13.2 Тампонажные растворы на основе вяжущих веществ
- •13.3 Тампонажные пасты
- •Глава 14.
- •14.1 Цементировочнве агрегаты
- •14.2 Цементировочные агрегаты в специальном исполнении
- •Режимы работы цементировочного агрегата ца-320а
- •14.3 Совершенствование цементировочных агрегатов
- •14.4 Цементно-смесительные машины
- •Режимы работы машины см-4м для получения раствора плотностью 1,85 г/см3
- •15.1 Оборудование
- •15.2 Тампонажные снаряды
- •15.3 Технология тампонирования
- •15.4 Технология тампонирования однорастворными тампонажными месями
- •15.5 Технология тампонирования двухрастворными смесями
- •15.6 Тампонирование гидромониторными струями и гидроимпульсным методом
- •15.7 Технология тампонирования сухими смесями
- •15.8 Технология тампонирования кавернозной зоны
- •15.9 Ликвидациооное тампонирование
- •Глава 16 Тампонажные снаряды
- •16.1 Тампонажный снаряд ту-7
- •16.2 Тампонажный снаряд кст
- •16.3 Тампонажный комплект сс и пм
- •16.4 Тампонажное устройство ту-2
- •16.5 Тампонажный снаряд при бурении комплексами сск (сот)
- •16.6 Технология проведения тампонажных работ
- •17.1 Техника безопасности при изготовлении и использовании тампонажных смесей
- •17.2 Природоохранные мероприятия при использовании тампонажных смеей
- •Библиографический список
12.4.3Нефтецементные растворы
Особое место среди тампонажных растворов занимают нефтецементные, состоящие из цемента и нефти или дизельного топлива, Основные преимущества таких растворов — несхватывае- мость при отсутствии воды и высокая прочность камня вследствие взаимодействия с незначительным количеством воды (20— 25%). В процессе проникновения в водопроводящие каналы раствор быстро густеет и, выделяя нефть (или другую основу— дизельное топливо, керосин и др.), вступает во взаимодействие с водой, образуя прочный камень.
При смешении нефтецементного раствора с водой масса очень быстро теряет подвижность, превращается в комки и камень с выделением почти всего количества нефтепродукта. Для увеличения подвижности раствора и лучшего отмыва нефтепродукта применяют высокодействующие поверхностно-активные вещества; кубовый остаток этилового эфира ортокремниевой кислоты, крезол, димеру, асидол, нафтенат кальция. Менее дефицитен крезол СН3С6Н4ОН, используемый нефтяной промышленностью в качестве селективного растворителя.
Повышенное содержание нефтепродукта и ПАВ делает смесь более подвижной, длительное хранение нефтецементного раствора с дизельным топливом в присутствии кубового остатка (КОС) снижает растекаемость смеси. Количество нефтепродукта принимают обычно равным 40—50 % от массы цемента.
Крезол по воздействию на нефтецементные растворы несколько отличается от кубового остатка, хотя во многом их свойства совпадают. При добавлении до 1 % крезола подвижность нефтецементного раствора возрастает, при больших количествах— снижается. В течение 1—8 ч хранения крезол способствует некоторому увеличению подвижности раствора. В процессе продолжительного хранения раствора (до 5 мес) наблюдается незначительное расслоение раствора и выделение нефтепродукта. В присутствии крезола подвижность нефтеце- ментных растворов с увеличением температуры увеличивается. При смешении с горячей водой эти растворы быстро густеют до нетекучего состояния и по мере соединения с водой интенсивно выделяют нефтепродукт. При соединении с 30—35 % воды смесь освобождается от 90—95 % нефтепродукта, превращаясь в густую массу и затем в камень.
нефтецементные растворы (без воды) не схватываются при температурах выше 200 °С и давлении 70 МПа. Однако замещение 20 % нефтепродукта водой приводит к тому, что растворы быстро густеют уже при температуре 120 °С и давлении 30 МПа и схватываются за 20—30 мин.
На основе нефтецементных растворов введением в них ускорителя могут быть приготовлены быстросхватывающнеся смеси для ликвидации поглощения в скважинах. Эти растворы при отсутствий воды не схватываются. Вода способствует быстрому их загустеванию, а ускоритель — схватыванию. Ускорителями сроков схватывания могут быть кальцинированная сода, гипс и др. В отдельных случаях в нефтецементные растворы можно вводить наполнители (песок, глину), улучшающие тампонажные и механические свойства раствора.
Как обычные (водные), так и нефтецементные растворы проникают в пласты только по трещинам и практически не проникают в поры пластов.
Частично схватывающая нефтецементная масса интенсивно разрушается при действии на нее серной кислоты. Последняя, реагируя с нефтепродуктом, вытесняет его и, получив доступ к цементным частицам, вступает с ними во взаимодействие. В результате происходит сильный саморазогрев с выделением газа, образуются двухводный гипс, сульфоалюминат кальция и другие сульфаты. Возникновение этих соединений сопровождается значительным увеличением объема цементной массы и способствует ее быстрому разрушению.
Нефтецементные образцы быстро разрушаются от действия серной кислоты 10—25 % -ной концентрации. Интенсивность разрушения их зависит от количества воды, прореагировавшей с цементом, концентрации кислоты и условий прохождения реакции.
Солянокислотные обработки могут быть применены в скважинах, где водяные пропластки близко расположены к нефтяным. У последних разрушение частично схватившегося камня из нефтецементного раствора произойдет интенсивно; у водяных пластов, где повышено количество воды, должен образовываться качественный тампон.
Г л а в а 13
ТАМПОНАЖНЫЕ СИСТЕМЫ ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ ПОГЛОЩЕНИЙ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН