- •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
16.2 Тампонажный снаряд кст
Часто в зонах водопоглощений и в зонах водопроявлений наблюдается неравномерная разработка ствола скважины по диаметру от нескольких мм до 35 мм и более. При значительной разработке ствола в скважине (более 10 мм) тампонажный комплект ТУ-7 становится непригодным. Для этих условий предлагается комплект средств тампонирования КСТ.
Помимо смесителей, в комплект входят два типа пакеров: пакер гидравлический с комбинированным элементом (ПГК) для герметизации скважин диаметром 76 мм, с разработкой ствола до 12 мм и пакер гидравлический с эластичным элементом (ПГЭ) для скважин диаметром 76 мм, с разработкой ствола до 34 мм.
Смеситель ТУ-8 по конструкции аналогичен смесителю ТУ-7.
Пакер ПГК также схож с пакером ТУ-7. Отличается тем, что вместо трех самоуплотняющихся манжет в нем имеется одна самоуплотняющаяся и одна эластичная (цилиндрическая) манжета.
Несколько усовершенствован и нижний узел пакера: добавлены фиксатор в кожухе и запорная втулка, перекрывающая окно в штоке (в стволе пакера).
Работает пакер следующим образом. После промывки скважины от шлама через бурильную колонну сбрасывают шарик и нагнетают тампонажную смесь. Под давлением тампонажной смеси втулка опускается вниз (срезая штифт), фиксаторный шарик, перекатываясь в кольцевую проточку втулки, освобождает кожух. Кожух также смещается вниз до упора в наконечник. Самоуплотняющаяся манжета перекрывает ствол скважины и под давлением тампонажной смеси сжимает эластичную манжету, надежно герметизируя таким образом зазор между пакером и стенками скважины, тампонажную смесь продавливают в трещины ниже пакера.
При тампонировании скважины быстросхватывающейся смесью сверху к пакеру подсоединяют смеситель.
Пакер ПГЭ представляет собой трубу (ствол) с одетым на него эластичным рукавом (элементом), способным под давлением жидкости растягиваться на значительную величину.
Ствол с помощью переходника и штока с одной стороны соединен с головкой (муфтой замка), с другой – через обойму с наконечником. Внутри обоймы при помощи шпильки зафиксирована втулка. Наружной резьбой переходник сверху соединен с опорой, а снизу – с кожухом. Эластичный элемент закреплен сверху при помощи муфты на штуцере, соединенным резьбой с кожухом. В нижней части эластичный элемент муфтой закреплен на ползуне, способном перемещаться вдоль ствола. В верхней части ствола просверлены три отверстия для направления жидкости при ее нагнетании в кольцевую полость между стволом и эластичным элементом. Отверстия изолированы от зазора седлом и подпружиненным клапаном. Внутри переходника просверлен канал, связывающий кольцевую полость эластичного элемента с затрубным пространством. Канал перекрыт пробкой, зафиксированной буртиком штока (с левой резьбой).
Принцип действия пакера таков. После промывки скважины от шлама через бурильную колонну в ствол пакера сбрасывается шарик. Под давлением жидкости запорный клапан открывается, жидкость поступает в кольцевую полость, эластичный элемент перекрывает зазор между пакером и стенками скважины.
Давление жидкости увеличивают до тех пор, пока втулка не срежет штифт и не опустится вниз до упора. В крайнем нижнем положении втулки боковые окна наконечника окажутся открытыми, давление жидкости в стволе упадет и под действием пружины запорный клапан изолирует связь между полостями ствола и эластичного элемента, что позволит сохранить давление жидкости в полости эластичного элемента.
После перекрытия ствола скважины под пакер закачивают тампонажную смесь. При необходимости под пакером устанавливается смеситель.
Для извлечения пакера достаточно (вращая бурильную колонну вправо) вывернуть шток до упора. Вследствие перемещения буртика штока вверх пробка под давлением жидкости будет вытолкнута из гнезда, давление в полости эластичного элемента упадет и пакер примет первоначальное положение.