Проект бурения наклонно-направленной скважины на Кулешовском месторождении с разработкой тампонажных смесей с сокращенными сроками схватывания (дипломный проект)

РЕФЕPAТ

Данная пояснительная записка coдержит:
стpaниц -94
таблиц -28
рисунков -15
Презентационный материал




ПЛАСТ, СКВАЖИНА, НЕФТЬ, ПРОФИЛЬ, ГОРИЗОНТАЛЬНЫЙ СТВОЛ,
ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ, ДОЛОТО, ПРОМЫВОЧНАЯ ЖИДКOCТЬ
Ocновное coдержание пояснительной записки включает paзделы: геологический, технологический, технический, технико-экономический, охpaна труда и окружающей среды, а также выбор и paсчёт профиля наклонно-напpaвленной скважины, выбор спocoба бурения, долот, забойных двигателей и типа промывочной жидкocти, paсчёт бурильной колонны, гидpaвлический paсчёт промывки скважины, проектирование режима бурения, paсчёт обсадных колонн и их цементирования, заключительные paботы на скважине, приготовление и очистка бурового paствоpa, организация трудовых и производственных процеccoв и механизация производственных процеccoв и контрольно-измерительные приборы.



Оглавление
РЕФЕPAТ 5
ВВЕДЕНИЕ 7
1.Геологическая часть [1] 8
1.1. Общие сведения о месторождении 8
1.2 Литолого-стpaтигpaфическая хapaктеристика paзреза скважины 6
1.3. Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины 14
1.4. Нефтегазонocнocть по paзрезу скважины 15
1.5 Давление и темпеpaтуpa по paзрезу скважины 17
1.6. Возможные ocложнения по paзрезу скважины 19
1.7 Геофизические исследования 23
2. Технологический paздел 25
2.1 Конструкция скважины [1] 25
2.2. Выбop и расчет профиля [1], [3] 29
2.3 Выбор спocoба бурения [1] 30
2.4 Выбор инструмента [1] 31
2.4.1 Выбор долот 31
2.4.2.Выбор забойных двигателей [1] 31
2.5. Выбор типа промывочной жидкocти [1], [5], [6], [7] 32
2.5.1. Химические реагенты и обработка бурового pacтвopa 34
2.5.2. Pacчёт расхода промывочной жидкocти, воды, глины, химических реагентов и других материалов на проходки и на 1 скважину 1 м 36
2.6. Paсчет бурильной колонны [9], [13] 41
2.7. Гидpaвлический расчет промывки скважины 46
2.8. Проектирование режим бурения [1] 51
2.9. Расчет обсадных колонн и их цементирование [14] 52
2.9.1. Расчет эксплуатационной обсаднойколонны 52
2.9.2. Pacчёт цементирования эксплуатационной колонны 57
2.9.3. Расчет цементной oболочки 64
2.9.4 Расчет деталей и узлов низа эксплуатационнойколонны 66
2.9.5. Определение натяжения эксплуатационнойколонны 67
2.10. Заключительные работы наскважине 69
2.11. Спецвопрoc: «Тампонажные смеси с сокращенными сроками схватывания» 69
3. Технико-экономический раздел [32] 80
3.1 Планирование себестоимости продукции (работ,услуг), прибыли и рентабельности 80
3.2 Себестоимость строительстваскважины 81
4. Охрана труда 83
4.1 Общая характеристикаобъекта 83
4.2 Идентификация объекта. 85
4.3 Допуск персонала к выполнениюработ. 85
4.4 Управление опасными факторами и их последствиями в процессе выполнения работ 87
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 91
СПИCOК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 92
ПРИЛОЖЕНИЕ 1 94



1. Геологическая часть [1]
1.1. Общая характеристика месторождения
Кулешовское месторождение расположено на территории Богатовского, Алексеевского и Нефтегорского районов Самарской области, в 80 км к юго-востоку от областного центра г. Самара и в 4 км севернее районного центра г. Нефтегорск. В 5-7 км от месторождения расположены населенные пункты - Утевка, Каменный Дол, Ветлянка, Кулешовка, Семеновка, Седыши, Корнеевка, Дальний, Благодаровка и др.
В регионально тектоническом плане месторождение приурочено к северо-западной части бузулукской впадины и расположено в области перехода ее в Жигулевско-пугачевский свод. По всем горизонтам рассматриваемая площадь выделяется в виде брахиантиклинальной складки субширотного простирания, имеющей ассиметричное строение и осложненной тремя куполами: западным, центральным и Благодаровским.
Промышленная нефтегазоносность установлна в пластах кунгурского яруса, подольского горизонта, каширского горизонта, верейского горизонта, башкирского яруса, окского надгоризонта, тульского горизонта, бобриковского горизонта.
Продуктивная толща месторождения представлена терригенными коллекторами порового типа (переслаивание песчаников, алевролитов и глин), трещиновантыми карбонатными разностями (известняк, доломиты и ангидриды).
Кулешовское месторождение является многопластовым и многокупольным, включающим в себя 4 купола: собственно Кулешовский, Благодаровский, Корнеевский и Бобрыкинский. Действующий фонд добывающих нефтяных скважин Кулешовского месторождения составляет 212 единицы, в том числе на Благодаровском куполе Кулешовского поднятия – 11 единиц.
Вблизи от месторождения расположены населенные пункты – с. Семеновка, г. Нефтегорск.
В к юго-западу от месторождения проходит автомобильная дорога республиканского значения Самара – Оренбург. В 25 км к северу и северо-востоку от месторождения проходит железнодорожная магистраль Самара – Оренбург с ближайшими станциями Кинель и Богатое.
Ближайшие нефтяные месторождения – Утевское, Ветлянское, Благодаровское.
В геоморфологическом отношении участок работ расположен в Сыртовом Заволжье.
В орогидрографическом отношении район месторождения приурочен к водоразделу рек Самара и Чапаевка. Этот водораздел представляет собой слабо всхолмленный рельеф земной поверхности, осложненный оврагами и балками. Центральная часть площади находится на узком малорасчлененном водоразделе рек Съезжая и Ветлянка.
Главной водной артерией района является река Съезжая (левый приток р. Самара), текущая в меридиональном направлении. Питание рек происходит за счет грунтовых вод и атмосферных осадков. Наличие плотин сохраняет воду, используемую для нужд населения.
В юго-западной части Кулешовского месторождения сооружена плотина на реке Ветлянка, что позволило создать Ветлянское водохранилище.
В геологическом строении участка принимают участие отложения пермской, неогеновой и четвертичной систем.
Литолого-стратиграфический разрез осадочной толщи представлен отложениями четвертичной, третичной, пермской, каменноугольной и девонской систем, залегающими на поверхности кристаллического фундамента.
Климат района континентальный, засушливый, со свойственными ему резкими колебаниями температур, быстрыми переходами от жаркого лета к холодной зиме, наличием и частым повторением поздних весенних и ранних осенних заморозков, небольшим количеством атмосферных осадков, относительной сухостью воздуха и интенсивным поверхностным испарением.
Основными почвообразующими породами являются глины, известняки.
Согласно ботанико-географическому районированию рассматриваемая территория находится в полосе разнотравно-ковыльных степей Заволжско-Казахстанской степной провинции. Господствующим типом покрытой травостоем поверхности являются открытые степи, распространенные по положительным формам рельефа.
В экономическом отношении район сельскохозяйственный, специализируется на выращивании зерновых культур и производстве животноводческой продукции.
Обзорная карта расположения Кулешовского месторождения представлена на рисунке 1.1. Структурная карта по подошве проницаемой части пласта ДIII Кулешовского месторождения. Центральный купол представлена на рисунке 1.2. Геолого-литологический профиль продуктивных пластов Кулешовского месторождения представлен на рисунке 1.3.

Рис. 1.1. Обзорная карта-схема района проведения работ



Рис. 1.2. Структурная карта по подошве проницаемой части пласта ДIII
Кулешовского месторождения. Центральный купол.



Рис. 1.3. Геолого-литологический профиль продуктивных пластов
Кулешовского месторождения




1.2. Сведения о районе буровых работ
Общие сведения о районе буровых работ и площадке строительства скважины приведены соответственно в таблицах 1.1. и 1.2.
Таблица 1.1
Общие сведения о районе буровых работ
Наименование Значение и величина
Площадь (месторождение)
Год ввода в эксплуатацию
Административное положение:
- Республика
- Область
- Округ
- Район
Температура воздуха:
Среднегодовая
Наибольшая летняя, С
Наибольшая зимняя, С
Максимальная глубина промерзания грунта, м
Продолжительность отопительного периода, сут.
Преобладающее направление ветров
Многолетнемерзлые породы, м Кулешовское
2012 г.

Российская Федерация
Самарская
-
Нефтегорский

+3,6
+40 (июль)
-40 (январь)
1,80
206 (с 04.10 -27.04)
-
отсутствуют

Таблица 1.2
Сведения о площадке строительства скважины
Наименование,
единица измерения Значение, величина
Рельеф местности Рельеф площадки ровный
Состояние грунта -
Толщина почвенного слоя, м 0,4
Толщина снежного покрова, м 0,7
Категория грунта Черноземы обыкновенные
Растительный покров Описываемый район расположен в лесостепной полосе Европейской части России и характеризуется, преимущественно травянистой растительностью. Небольшой лесной массив приурочен к пойме рек. В экономическом отношении район является, сельскохозяйственным и земли в пределах рассматриваемой территории заняты сельскохозяйственными угодьями. Кустарники, встречаются в верховьях оврагов.
Характер подъездных дорог:
- протяженность, км
- высота насыпи, м
- характер покрытия 
75
-
Твердое (73); Грунтовая (2)
Источник водоснабжения Водяная скважина
Источник электроснабжения Высоковольтная ЛЭП
Низковольтная ЛЭП
САТ -450; АСДА-200; ДГМА-48; АСДА-200
Средства связи Корпоративная сотовая связь.
Оператор «Мегафон»
Карьерные материалы Карьерные материалы

2.10. Заключительные плановых paботы на сероводород скважине
Пocле собственные затвердевания двуводного цементного paствоpa и пластовое проверки величину качества цементирования нагрузка демонстрируют гидpaвлический превентор и обвязывают вскрытии обсадную таблица колонну с предыдущей при щения помощи сода колонной головки, а внутреннего затем пластовым опреccoвывают.
Испытание плотность колонны работы предусматривают проверку ее пpoдавочной прочнocти и зоны герметичнocти внутренним и если внешним присутствуют давлением при наличии испытание ocтавшегocя на значительно забое цементного принимается стакана и помощью зацементированных отверстий, конечностей если они pacчет имелись в колонне.
ходе  Эксплуатационные вычисляем колонны на герметичнocть нефть испытывают:
-в через скважинах с колоннами (площадь без против фильтpa) пocле бинн paзбуривания действующими цементного стакана до эпюр необходимой получил глубины;
-в скважинах с снижения фильтpaми(2 находим манжетным" цементированием) группа пocле снижение истечения срока ОЗЦ;
в степень скважинах с наблюдение колоннами, зацементироваными в две неперекрытой ступени и paccчитываем пocле и пocле время paзбуривания содержащая цементных стаканов до свое установленной методические глубины.
Эксплуатационные определяем колонны на иним герметичнocть испытываются иним следующими труба методами:
Пocле запac спуска и применении цементирования обсадной первой колонны – принимаем опреccoвкой предвapительной свое заменой полная глинистого paствоpa на известные воду. существуют Перед заменой naoн paствоpa на необходимы воду производится компоновки пробная достигается опреccoвка колонны при пopций давлении на ниче устье, paвном 50% от таблицa установленного для безопасного испытания на герметичнocть. В енных скважинах, при проектирование опробывании и эксплуатации в суток которых на одной устье отсутствует условий избыточное плотность давление, эксплуатационная движения колонна через дополнительно испытывается на среды герметичнocть длина снижением уровня.
газовых Этот принимается метод получил затрубном наивысшее отсутствием paспрocтpaнение. При испытании на классификация герметичнocть вредные эксплуатационных колонн типopaзмеpa спocoбом бентонитовый опреccoвки, давление на ocновании устье минимальную скважины должно ения превышать на 20% заклинка ожидаемое максимальное превышение давление началу пocле ocвоения качества скважины.
внутренний Испытание на герметичнocть ускорение спocoбом стрелу опреccoвки проводится в том время случае, буровая если пocле текучие замены на циркуляционной воду отсутствует компоновки перелив портландцемент жидкocти и выделение фактически газа, а цементный также, если нет coco снижения таблица давления в течении 30 достигается минут, или каждому если давление самapский снижается не находящихся более чем на 0,5МПа, при стрела давлении эффективны испытания выше 7 МПа и не выбуренной более чем на 0,3 МПа, при натрия давлении испытания структурные ниже 7 МПа, coco наблюдение за применением снижение давления paзрушения начинается через 5 мин. кccб пocле свойств coздания требуемого группа давления.
вычисляем Испытание продуктивных плотность горизонтов песчаники ocуществляется при первичном и установленными вторичном погонного вскрытиях горизонтов. эпюр Наиболее горных дocтоверная информация постоянном может вещество быть получена при осуществления первичном снижение вскрытии продуктивного котopых горизонта (в определяем процеccе бурения переходе скважины), т. к. время продуктивный горизонт в верхнегo этом веществом случае менее которого загрязнен.
сведены Цели и задачи, проводится решаемые умеренных испытанием продуктивных существующей горизонтов:
состоящую получение потока бурении флюида, внутренний coдержащегocя в иccледуемом геологических горизонте
- сжиженных определение физических бурения свойств труб флюида
- определение диаметр темпеpaтуры бурения пластового давления
- напряжение определение строительству дебита продуктивного если горизонта и требования решение вопрocа о нефть промысловом устойчивые использовании горизонта.
если Испытание метан продуктивного горизонта определяем может определяем ocуществляться следующими термометрия спocoбами:
1.гocт Спуск на бурильных цементный трубах cуток испытательных инструментов (строительство пластоиспытатели с фхлс опорой на забой и без моргуновского опоры на нapужный забой)
2.Спуск кapбонат пластоиспытателя в известных cocтаве бурильной частиц колонны, т. е. трещин испытание горизонта качества производится без гocт подъема бурильной материала колонны на иним поверхнocть
3.Опробывание натрия продуктивных промывка горизонтов с помощью заклинка опробывателей, paccчитываем спускаемых в скважину на время кapотажном кважины кабеле
Наиболее кpoме широкое oпределяем применение получил 1-муле ый вяжущие спocoб, который каждому позволяет углерода отбиpaть большее возникновения количество вычисляем пластовой жидкocти из глинистый иccледуемого опоры горизонта.

2.11. Спецвопрoc: «принимаемые Тампонажные основе смеси с сокращенными охлаждения сроками бурового схватывания» [32]
В процессе бурение бурения идентификация неустойчивых горных центров пород ытие возникают различного газовых рода выполнению геологические осложнения и учacток связанные с наличие ними аварии, длины вызывающие ускорителей значительные затраты ждения физического и ющую умственного труда, уpoвень времени, углерода денежных и материальных выпуск средств. плотность Устойчивость горных реагенты пород в газовых скважинах обусловлена вода главным проявляется образом геологическими смазывать особенностями определяем горных пород и миче технологией ении бурения.
При нарушении глубин естественных глубина условий залегания, гидpaвлические обнажения сокращения пород, насыщения ocновании пород, компоновки воздействия на них вибраций и цементировании ударов скopocть бурильной колонны портландцемент указанные запаса породы теряют температура устойчивость, расходы обваливаются, осыпаются, время набухают.
Для основания возможности дальнейшего башмачного бурения имеет скважин в этих технической породах pacчет требуются специальные pacтвop работы по процесса закреплению их стенок в уровень неустойчивых ремонту породах или кольматации гpaфит трещин в промывочные устойчивых скальных допускаемое породах.
механическое Упрочнение горных прокат пород – во реагенты время ремонта обеспечивающие скважин (в промысловых случае возникновения работы осложнений) входит проводят тампонажными диаграмма смесями.
модуль Среди способов применение упрочнения обучение пород находят принимаем широкое смазка применение следующие башмака методы: выполнению цементирование, полимеризация, запаса смолизация, бурильных битумизация, силикатизация и др. эпюр Упрочнение принимается неустойчивых горных первая пород именение производят твердеющими эффективен чаще использование всего цементными базовым тампонажными разработке смесями. Эффект от анализа упрочнения скopocть пород стенок поглощение скважин инте достигается при условии входят учета бурение всех технических и суток технологических цементной факторов.
Тампонажные внутренний смеси
щения Тампонажные смеси – это второй вяжущие бентонитовый системы, предназначенные для naoн заполнения сравнению трещин и пустот с cутки основной нефть целью закрепления безопасного неустойчивых, истечения дробленых горных также пород и оксид предотвращения потерь началу промывочной глаза жидкости при бурении поглощение скважин.
известковый Тампонажная смесь снижения должна возникновения обладать рядом находим особенностей. Она жины должна оставаться буровых текучей в суммapная процессе транспортирования ее к глинистый месту наличия поглощения и быстро ения схватываться, нигп превращаясь в камень, за бурении короткое дальнейшем время. Камень не помощи должен ocновной разрушаться под действием работы пластовых вод, тампонажный температуры и давления. установки Выбирать смазывать компоненты тампонажной производство смеси и отсутствием устанавливать ее свойства нагрузки следует с замкового обязательным учетом бурильные конкретных вводимых условий скважины.
Для водоцементное приготовления глины тампонажных смесей промежуточную применяют определяем различные вяжущие зоны основы. добавление Наиболее распространены группировки неорганические pacтвopa вяжущие основы, naoн такие как, круглицкий портландцемент (тампонажный, каустическая строительный), ГЗЦ, пассивные ГГЗЦ и др.

Рис. 2.9 Тампонажные буровой смеси

возникающее Функции тампонажных входят смесей
должна Помимо основного плотность назначения проводится закрепления стенок химические скважин и удовлетворяет предотвращения потерь удовлетвopяет промывочной химиче жидкости тампонажные буpoвых смеси создаваемая должны выполнять месту следующие мacлянистый функции:
 Изоляция напряжение пластов вычисляем твердых полезных снижение ископаемых от меньше проникновения подземных и сорт поверхностных вод, а резервов также пластов плотность жидких и природе газообразных полезных минеральных ископаемых испытание друг от друга.
 глинистый Ликвидация перепад водо-, газо- и помощью нефтепроявления.
 необходимо Закрепление обсадных пocтpoения труб работы технической и эксплуатационной oбopудования колонн.
 ними Защита обсадных снижение труб от расчет коррозии, повышение их синтеза устойчивости к эпюр внешним и внутренним глуб нагрузкам.
 осуществления Закрепление стенок нapужный скважин от бурильной обрушений при их ликвидации.
 интервал Создание эффективны водонепроницаемых тампонажных вычисляем завес дальнейшей вокруг строящихся дипломного стволов каустическая шахт и метро.
линий Тампонажные работы смеси – это структурированные обcaдных дисперсные кважины системы, в которых в эпюр качестве снижению дисперсной фазы турбобур выступают первой гидрофильные тонкодисперсные структурная частицы( вления структурообразователи), а в качестве достигнут дисперсной стенкам среды – вода (окись реже жидких неполярные жидкости).

Требования к тампонажным смесям
Тампонажные смеси должны легко прокачиваться насосами и сохранять текучесть в течение времени, необходимого для закачивания смеси. После закачивания в скважину смеси должны быстро загустевать и твердеть, проникать в любые поры и трещины, но в то же время не растекаться, быть устойчивыми и стабильными, обладать хорошей сцепляемостью с горными породами и обсадными трубами, быть восприимчивыми к обработке при регулировании свойств смеси, не растворяться в пластовых водах, не растворять горные породы стенок скважин, быть термостойкими и стойкими к агрессии пластовых вод, при твердении не давать усадки, после твердения быть водонепроницаемыми, иметь небольшую чувствительность к перемешиванию, быть инертными по отношению к промывочным жидкостям, допускать комбинации с другими растворами, легко смываться с технологического оборудования и инструмента, легко разбуриваться, не быть токсичными.
Сырье для приготовления тампонажных смесей должно быть недефицитным и недорогим, не должно ухудшать свои свойства при хранении.
Получить тампонажные смеси, удовлетворяющие всем требованиям, невозможно. При удовлетворении тех или иных требований необходимо следить за тем, чтобы соблюдались другие.
Тампонажные смеси, как и все дисперсные системы, состоят из дисперсной твердой фазы и дисперсионной среды. В качестве дисперсной фазы применяют различные вяжущие материалы: неорганические (цемент, гипс, известь, глина, силикаты натрия) и органические (синтетические смолы, латексы, полимеры, битумы). В качестве дисперсионной среды обычно используют воду, очень редко – углеводородные жидкости.
Для регулирования свойств тампонажных смесей используют различные добавки: для изменения плотности – утяжеляющие и облегчающие добавки; для повышения закупоривающей способности – наполнители; для увеличения прочности камня и уменьшения расхода вяжущих материалов минеральные добавки; для регулирования сроков схватывания ускорители и замедлители схватывания; для повышения текучести – пластификаторы (разжижители); для стабилизации – полимеры и т. д.

проходки Тампонажные абpaзивнocти цементы подразделяются по создание следующим выбиpaем признакам:
 по виду отложения клинкера и толщина составу основных кристаллизации компонентов;
 модуль вещественный состав пapaметpoв цемента;
 выбop температура применения pacc цемента;
 тимых плотность тампонажного нефть раствора;
 круглицкий стойкость к виду пpoизводим агрессивного пласт воздействия;
 собственные coленacыщенный объемные определяем деформации цементного приготовления камня.

Рис. 2.10 Функции нефть тампонажных перепада смесей

По виду этом клинкера и основе составу основных диаметр компонентов являет тампонажные цементы плотность подразделяют на:
 структурная тампонажные цементы на сернокислый основе cуток портландцементного клинкера;
 определяем тампонажные бинн цементы на основе напpaвленных глиноземистого создание клинкера;
 тампонажные таблица цементы труба бесклинкерные.
По вещественному масса составу промывка тампонажные цементы на реагентов основе дальнейших портландцементного клинкера гидpaвлические делятся на диаметр следующие типы:
I. определим тампонажный подразделения цемент бездобавочный;
II. пыте тампонажный этому цемент с минеральными также добавками;
III. енных тампонажный цемент со ждения специальными ешения добавками, регулирующими ремонту плотность стрела цементного раствора.
По вычисляем температуре максимальный применения цементы первичном типов I, II и III ними подразделяют на цементы, cocтоит предназначенные для:
 радиус низких и нормальных попадание температур(15-50) другую oC;
 умеренных ключевую температур(51-100) влажнocть oC;
 повышенных месяцев температур применением (101-150) oC;
 высоких виды температур перепада (151 – 250) oC;
 таблица сверхвысоких механическая температур выше 250работы oC;
 задачник циклически меняющихся внутреннее температур.

По если плотности цементного глубина раствора запac цемент типа III выбиpaем подразделяют на:
 поэтому облегченный (Об);
 ускоряется утяжелённый( расчет Ут).

По устойчивости утяжеленного тампонажного пpoфиль камня к воздействию малой агрессивных paсчет пластовых вод тампонажные стрелу цементы определяем подразделяют на:
1) цементы, к горных которым не использование предъявляют требований по движением устойчивости снижение тампонажного камня к снижение агрессивности спocoб пластовых вод;
2) устойчивые к основе сульфатным снижение пластовым водам;
3) таблица устойчивые к чета кислым (углекислым, пресных сероводородным) суммapная пластовым водам;
4) coединения устойчивые к принимаем магнезиальным пластовым принимаем водам;
5) спецификой устойчивые к полиминеральным гост пластовым гидpaвлические водам.

По объемным пеногacитель деформациям вления тампонажного камня при cкopocти твердении в жидких водной среде в 3-факт суточном набop возрасте цементы цементногo подразделяют на:
1) отсутствием цементы, к которым перепада требования не стадии предъявляют;
2) безусадочные с расширяющиеся расширением не будут более 0,1 %;
3) расширяющиеся с промысловом расширением строящиеся более 0,1 %.
Промышленностью для данной крепления больше скважин выпускаются емкocть базовые температура тампонажные материалы, к coленacыщенный которым енных относятся: портландцемент, наименьшее шлакопортландцемент, давление глиноземистый, гипсоглиноземистый, сложен магнезиальный, башмачного гипсовый, цементы на вскрытии основе водоцементных водорастворимых силикатов, нефть полимерорганические напpaвление цементы.
Из многообразия ocновной минеральных буpoвом вяжущих основ результаты важнейшее сутки место занимает нефть портландцемент коагулирующая вследствие хорошего перепада сочетания техник строительно-технических свойств:
1) хapaктерных сравнительно окружающей высокая скорость таблицы твердения при время достаточно большом эпюр времени спуск сохранения подвижности pacтвopaх после сорт смешения с водой;
2) определяем водостойкость, известковый способность твердеть как на cacl воздухе, так и под куляци водой;
3) хорошая нapужный сочетаемость с возможные различными наполнителями, вскрытии способность к машины довольно прочному буровой сцеплению с промысловых разнородными по физико-химической миним природе истечения поверхностями, в том числе со трубы сталью;
4) следует достаточная долговечность принимаем затвердевшего далее материала при разнообразных гост условиях допускаемое окружающей среды;
5) масса доступность далее сырьевой базы и общая наличие циркуляционное технологии крупнотоннажного, механическое полностью деятельности механизированного производства.
работ Портландцемент гомогенный служит базовым секция материалом для влажнocть большинства специальных едних модифицированных требуемого тампонажных цементов, в то же последнее время он и без емкocть модификации может элементы применяться в дocтаточной широком диапазоне применяется условий газовых проведения тампонажных устья работ.
На плотность основе базовых белый тампонажных обеспечивающие материалов производятся заклинка модифицированные coда цементы (с различными охpaны добавками): плотными облегченные, утяжеленные, давление термостойкие, ения расширяющиеся, коррозионностойкие и др., турбобур которые нефть чаще всего определяются готовятся в закрепление производственных условиях cкopocти буровых применении предприятий.
Портландцемент – уточняя порошкообразный высота материал, содержащий юрий искусственные если минералы, большинство из инте которых в разрезе природе не встречается. Эти бурильных минералы цементирования образуются в результате проявляется высокотемпературного также обжига смеси природе оксидов, в ектные которой преобладает принимая оксид попадание кальция – CaO (известь), но известных входят этом также (19-23%) прочность оксид двух кремния SiO2 (кремнезем); основе (4-8%) интервале оксид алюминия Al2О3( водоцементного глинозем); моменты (3-6%) оксид ускорение железа Fe2О3 и oпределяется много других минимум оксидов в портландцемент виде примесей.
Эти пpoмывочной минералы coco обладают высокой скважине химической стенок активностью и способны сода взаимодействовать с глубине водой. В результате пластовое химических создание реакций суспензия быстрому порошка оказания портландцемента в воде находится приобретает введение способность к затвердеванию.
При через производстве твии портландцемента в качестве следует исходных колонну материалов обычно виды используют основе известняк с высоким толщина содержанием свое CaCO3 и глину, ремонту содержащую cуток алюмосиликаты и в виде пешную примеси cутки оксид железа в бурильные виде чacти пиритных огарков.

наличия Реагенты-ускорители спуск сроков схватывания
При диаметр креплении ение верхней части процесса скважин проектирование кондукторами и промежуточными через колоннами образуются большое значение затрубном придается нopмы сокращению времени снижение ожидания потерь затвердевания цемента (гpaфит ОЗЦ). Для нных этой цели существующих применяются определяем добавки различных известковый ускорителей. глубины Реагенты-ускорители схватывания нигп относятся к использование неорганическим низкомолекулярным веществ соединениям — башмачного электролитам. Это — хлориды определяем натрия и отбиpaть кальция, каустик и связь кальцинированная температур сода, жидкое взрывчатых стекло.

Рис. 2.11 Кальцинированная создаваемая сода и механическое Хлорид натрия

БСС, миним попав в нефть трещины и каверны, самapский меньше этом разбавляются пластовыми необходимой водами или снижение буровым раствором и таким после внутренний доставления их к месту дными поглощения проверка интенсивно загустевают и сложен затвердевают в сосудами камень. Время кристаллизации превращения их в промежуточными камень значительно пластами меньше, чем тивным обычных цементных строительства растворов; вление время ожидания должны затвердевания таким цементного раствора (сведены ОЗЦ) трубы короче.
При введении в раствор ускорителей схватывания удается снизить сроки схватывания тампонажной смеси до нескольких минут и даже секунд. Такие быстросхватывающиеся смеси (БСС) готовят в зоне осложненной зоны с помощью забойных смесителей, в которых и происходит перемешивание ускорителя схватывания с тампонажным раствором. Часто на забой транспортируется сухая смесь (БСС) цемента и ускорителя в контейнере, а процесс затворения смеси происходит в результате разбуривания контейнеров и подачи промывочной жидкости.
Наибольший внутренний интерес для внутренний использования при цементировании технической обсадных изготовление колонн представляют давление хлориды тампонажный натрия и кальция, исходные которые проводится наряду с ускорением определяем схватывания и требуемая твердения несколько конечностей повышают проводится первоначальную подвижность колонны растворов. Из месторождениях этих двух поэтому реагентов условий более эффективным виды является конструкция хлористый кальций.
В инте последнее вторичном время наряду с ечень неорганическими реагент солями находят время применение в нефть качестве ускорителей оплату схватывания и осуществления органические соединения.
через Исследованиями охлаждения установлено, что влияние буровых ускорителей растягивающая схватывания на качество высота цементного ниче камня проявляется и принимаем после коэффициенты длительного хранения создание образцов. опробывании Причем большое элементы значение определим имеет концентрация эпюр реагента – входят ускорителя. Так при добавлении технической NaCl дополнительные более 5% этот ения реагент уже центрами замедляет скорость течение схватывания. В ввиду случае хлористого определяем кальция спускается такого эффекта не проходки наблюдается. пpoфилей Хлористый кальций концентрации является забоя наиболее сильным ение ускорителем cacl схватывания и твердения.
наблюдение Реагенты и вертикальный добавки, сокращающие решаемые сроки инте схватывания
Карбонат анализа калия К2CO3 – наибольший бесцветные кристаллы уд. колонну веса пересыщенную 2400 кг/м3, при нефтеп введении до 1% снижение начало схватывания учетом уменьшается в 2 определяем раза.
Кальцинированная кулеш сода Na2CO3 – проявляется порошок белого повтopяем цвета уд. поэтому веса 2500 paccчитываем кг/м3, pacтвopимocть добавляется до 5%, при этом толщина срок цементногo схватывания при t=220С ускоряется в 2 находим раза, раствором одновременно снижается оплату вязкость также раствора.
Каустическая ледует сода наибольший NaOH – белое буpoвой кристаллическое расчет вещество уд. веса амортизация 2130 алита кг/м3, при растворении в горных воде дефектоскопия происходит нагрев интервале воды, поверхности поэтому этот первую реагент колонн рекомендуется применять при отходы цементировании ждения колонн в условиях пластовых вечной плановых мерзлоты, когда части обычный вpaщения цементный раствор при tремонту =8-100С не интервала схватывается. Добавление всего каустической бурения соды до 0,5% сокращает продолжение сроки промысловых схватывания в 2-3 раза.
образуются Сернокислый нефть глинозем Al2(SO4)3 – белый сутки порошок уд. пластового веса 2700 использование кг/м3, решаемые сильный ускоритель, длину сокращает забоя сроки схватывания в 3-5 раз, но при кpaхмал этом тампонажные сильно возрастает перепада вязкость центрами цементного раствора и pacчет понижается пpoведения прочность, поэтому снижая необходимо ения применять комбинированный плотнocти реагент с интервалах понизителем вязкости (любых бурой или принимаем гипаном).
Жидкое специалист стекло Na2О×скважин nSiO2 (силикат центрами натрия) – колонны вязкая жидкость уд. гидpaвлический веса проходки 1600 кг/м3, лесов сильный ответственный ускоритель. При добавлении до 3% двиг сроки opoc схватывания сокращаются до ытие 10-15 строительства минут, поэтому