Что важнее для цементного камня крепи скважины прочность на сжатие или прочность на изгиб

Обновлено: 08.08.2022

Механическая прочность цементного камня является важнейшей характеристикой и оценивается пределом прочности при сжатии, изгибе и растяжении. Существующие ГОСТ 10178 - 76 и 310 - 76 регламентируют испытание цементов и определение их свойств. [1]

Механическая прочность цементного камня зависит от факторов, основными из которых являются химико-минеральный состав цемента, В / Ц, удельная поверхность цемента, наличие наполнителей и химических добавок, условия твердения и др. Существенное влияние на прочность цементного камня оказывает также температура и давление. [2]

Механическая прочность цементного камня характеризуется временным сопротивлением сжатию, растяжению или изгибу. С этой целью изготовленные определенной формы образцы цементного камня испытывают на прочность, причем определяют напряжение, соответствующе разрушению образца. [3]

Механическая прочность цементного камня зависит от факторов, основными из которых являются химико-минеральный состав цемента, В / Ц, удельная поверхность цемента, наличие наполнителей и химических добавок, условия твердения и др. Существенное влияние на прочность цементного камня оказывает также температура и давление. [4]

Механическую прочность цементного камня определяют, испытывая его образцы на разрыв, изгиб и сжатие. [5]

Нормировать механическую прочность цементного камня очень сложно. Мнения зарубежных и советских исследователей по этому вопросу противоречивы. [6]

Для повышения механической прочности цементного камня и снижения его проницаемости рекомендуются следующие мероприятия: снижение водоцеменгного отношения ( частично можно достигнуть введением водосвязывающих добавок в небольших количествах, например, глинопорошка); без изменения водоцемент-ного отношения введение активных кремнеземистых материалов при температурах до 100 С и кварцевого песка при температурах свыше 100 С и высоком давлении. [7]

Данные изменения механической прочности цементного камня из новороссийского портландцемента с добавками хлоридов кальция, натрия и калия, твердевшего в пресной воде при температуре 22 и 75 С, приведены на рис. 17.1. Начальная ( 2-суточная) прочность при изгибе образцов как без добавок, так и с добавками, твердевших при 22 С ( см. рис. 17.1 в), находится в пределах 2 8 - 4 МПа. Отмечается резкий рост прочности при изгибе у образцов из портландцемента без добавок до 240 сут хранения ( см. рис. 17.1 в, кривая /); она остается стабильной до конца исследования. [9]

Из результатов испытаний механической прочности цементного камня из шлакопесчанобаритовых смесей ( см. рис. 16.9) видно, что прочность образцов всех составов в начальный период твердения ( через 2 сут) находится в пределах 1 8 - 4 5 МПа при сжатии. Прочность при изгибе образцов составов I и II растет до 225-суточного срока автоклавирования ( см. рис. 16.9, кривые I, II), к концу исследования она незначительно снижается. [11]

При температуре 110 С механическая прочность цементного камня с увеличением срока твердения возрастает, но темп роста и абсолютные значения прочности понижены. Давление практически не оказывает влияния на изменение механической прочности портландцементного камня. [12]

Установлено, что на механическую прочность цементного камня влияет не только количество, но и природа кремнеземистой добавки. Лучшие результаты получены с добавками молотого кварцевого песка, худшие - с добавкой аморфно-дисперсного кремнезема. При известных условиях автоклавной обработки на каждый процент трехкальциевого силиката Сз5 портландцемента следует вводить до 1 5 % молотого песка. Показано, что в процессе автоклавного твердения цементного камня связывается кварца значительно больше, чем необходимо для полного взаимодействия Са ( ОН) 2, и даже несколько больше количества, необходимого для перевода высокоосновных гидросиликатов в однокальциевый гидросиликат. Этот вывод доказывает возможность и целесообразность введения повышенных количеств кварцевого песка в тампонажные портландцемента. [13]

Увеличение содержания СаС12 вызывает повышение механической прочности цементного камня и сокращает сроки схватывания цементного раствора. [14]

Сроки схватывания тампонажных растворов и механическую прочность цементного камня определяют на основании методик, приведенных в настоящей главе. [15]

Одним из наиболее перспективных объектов для исследования на севере Тюменской области сегодня является ачимовский нефтегазоносный комплекс. Возрос интерес и к юрским отложениям, в частности баженовской свите, аккумулирующей в себе по некоторым сведениям до 8 трлн. м3 газа и 174 млрд. тонн нефти, глубина залегания которых более 3000 м. Рост объемов глубинного бурения приводит к необходимости создания новых технических средств и материалов для обеспечения продолжительной безаварийной работы скважин в условиях высоких температур, давлений и гидромеханических нагрузок на забой и ствол скважин. Что сегодня предлагают ученые для решения этого вопроса?


Высокие термобарические условия обуславливают ряд требований к ее крепи (цементному камню): повышенная термоустойчивость, высокая прочность, отсутствие усадочных деформаций, низкая проницаемость при одновременно низкой стоимости тампонажных материалов.

Одним из решений проблемы создания термоустойчивого тампонажного материала и обеспечения цементирования обсадных колонн большой глубины в одну ступень является использование микросфер [1]. Использование алюмосиликатных, борсиликатных, микросфер позволяет получить облегченный тампонажный раствор, кроме того, наличие силикатов обеспечивает их участие в реакциях гидратации минералов портландцементного клинкера и снижения основности продуктов твердения, а следовательно, и повышения термоустойчивости формирующегося цементного камня. Однако в условиях высоких давлений, на больших глубинах, происходит схлопывание (разрушение) микросфер, что не позволяет значительно снижать плотность тампонажного раствора.

Так, при давлении в скважине от 10 до 40 МПа происходит разрушение и осаждение от 30 до 60% микросфер. При этом часть микросфер схлопывается с разрушением частиц, другая часть образует микротрещины на поверхности, через которые происходит заполнение микросфер жидкостью. С ростом давления сначала разрушаются крупные микросферы, затем среднего размера и так далее. В результате происходит уменьшение объема тампонажного раствора. Как следствие, возникают аварийные ситуации: недоподъем цементного раствора до устья скважины, усадка цементного камня, образование трещин и пустот, что приводит к опасному явлению – заколонным перетокам[2].

Также для крепления глубоких и сверхглубоких скважин широко используется кварцевый песок. Материал, хотя и характеризуется высокой реакционной способностью с продуктами гидратации портландцемента, однако ему присущи такие недостатки, как повышенная водоотдача, водоотделение и усадочные деформации тампонажного раствора. Высокие фильтрационные свойства раствора способствуют формированию проницаемого цементного камня, а усадка – возникновению негерметичности крепи в системе горная порода – цементный камень – обсадная колонна, что и является причиной заколонных перетоков и нефтегазоводо-проявлений.

Для придания высоких эксплуатационных характеристик цементному камню в условиях высоких температур и давлений в скважине предлагается использовать доменный шлак.

Например, замещение в тампонажном растворе части портландцемента доменным шлаком от 40 до 60% обеспечивает водонепроницаемость, отсутствие деформации цементного камня, а также способствует повышению сульфатостойкости и долговечности в условиях действия агрессивных сред, в том числе при высоких температурах и давлениях.

Характеристики доменного шлака, позволяющие рекомендовать его для использования в составе тампонажных композиций, используемых для креплений высокотемпературных скважин, следующие:

наличие стекловидной фазы, что приводит к уменьшению водопотребления тампонажной смеси, а в условиях повышенных температур увеличивает прочностные характеристики, формирующегося цементного камня;

высокая дисперсность позволяет кольматировать поры цементного камня, способствующим улучшению структуры снижению фильтрационных свойств;

замещение части портландцемента молотым шлаком способствует термостойкости цементного камня.

низкая водопотребность шлаков обуславливает высокую седиментационную устойчивость тампонажных растворов и их низкую водоотдачу.

Изложенное подтверждается результатами экспериментальных исследований, в частности при исследований свойств смесей ПЦТ-I-100 и доменного шлака (ООО «МечелМатериалы») в различных соотношениях: 100/0 (в качестве калибровочного раствора), 60/40, 50/50, 40/60, с водоцементным отношением 0,55.

На рисунке 1 представлены реологические параметры растворов, в зависимости от составов твердых смесей.



Рисунок 1. Реологические свойства тампонажных растворов

Бездобавочный тампонажный раствор, имеющий в своем составе только портландцемент, показал по результатам эксперимента, более высокие реологические характеристики, по сравнению с раствором с добавлением доменного шлака.

Низкие значения реологических параметров позволяют создавать турбулентный режим его течения за колонной, приводящий к более полному вытеснению бурового раствора и созданию монолитного цементного кольца и положительно влиять на работу насосов (рисунок 2).



Рисунок 2.Предельное статическое напряжение сдвига

Механические свойства образцов затвердевшего камня при температуре 100 о С в возрасте 30 суток представлены в таблице 2.



Таблица 2. Прочность цементного камня на сжатие и на изгиб

Для наглядности ниже представлены гистограммы, которые показывают, что добавление доменного шлака положительно сказывается на прочности цементного камня.


Рисунок 3. Прочность цементного камня на изгиб


Рисунок 4. Прочность цементного камня на сжатие

По данным рисунков 3, 4 можно сделать вывод, что с добавлением доменного шлака в тампонажный раствор, при повышенной температуре цементный камень становится существенно прочнее, так же замещение цемента доменным шлаком обеспечивает водонепроницаемость, низкую деформацию цементного камня, а также способствует сульфатостоикости, повышению долговечности в условиях действия агрессивных сред.[5]

Ниже на рисунке 5 представлена данные изменения прочности на сжатие цементного камня, сформированного при различных соотношениях шлак/ПЦТ и температуре 100 о С в возрасте 24 часа, 2, 3, 10, 30 суток нахождения в водяной бане.



Рисунок 5. Изменение прочности на сжатие цементного камня, сформированного при различных соотношениях шлак/ПЦТ и температуре 100 о С в возрасте 24 часа, 2,3, 10, 30 суток нахождения в водяной бане

На рисунке 6 видно, что цементный камень, сформированный из чистого тампонажного портландцемента, образует пористую, неоднородную структуру, что и обуславливает низкую прочность камня. Образцы с добавлением доменного шлака имеют значительно меньше пор, что подтверждается их повышенной прочностью.

В таблице 3 представлены сведения о результатах исследований рассмотренных типов тампонажных композиций, согласно ГОСТ, а в таблице 4 приведена ориентировочная их стоимость.



Таблица 3. Сравнительный анализ тампонажного раствора с различными добавками.

Можно отметить, что доменный шлак придает положительные характеристики цементному камню, с точки зрения экономии стоимость композиций портландцемента с доменным шлаком существенно ниже, чем с кварцевым песком и алюмосиликатными микросферами.



Таблица 4. Сопоставление стоимости сухих смесей для приготовления тампонажного раствора с различными добавками.

Из представленных результатов можно сделать выводы, что уже после трех суток нахождения в водной среде, при температуре 100 о С, цементный камень, сформированный из портландцемента и шлака в соотношении от 40:60 до 60:40, приобретает стабильную прочность, которая не изменяется и через 30 суток. Камень, сформированный из чистого портландцемента имеет меньшую прочность.


Рисунок 6 - Скол цементного камня с добавлением доменного шлака (слева направо составы ПЦТ/шлак 60/40, 50/50, 100/0 ) после 30 суток нахождения в водяной бане при температуре 100 о С.

Таким образом, результаты лабораторных исследований термостойкого тампонажного материала с добавкой доменного шлака позволяет считать:

возможность использования данного типа тампонажных составов с пропорциями ПЦТ-I-100 – доменный шлак 60/40, 50/50, 40/60 для цементирования глубоких скважин с высокой температурой.

тампонажный раствор стабилен, седиментационно устойчив, обеспечивает формирование цементного камня высокой прочности и низкой проницаемости в условиях высоких температур (80-120°С).

Введение в тампонажные растворы гранулированного доменного шлака позволит в условиях высоких температур обеспечить герметичность и долговечность сооружаемого объекта – крепи скважины.

Список литературы:

Овчинников В.П., Аксенова Н.А., Овчинников П.В. Физико-химические процессы твердения, работа в скважине и коррозия цементного камня.- учебн. пособие для вузов.- Тюмень Изд-во «Нефтегазовый университет». 2011. -331 с.

Аксенова Н.А., Рожкова О.В., Федоровская В.А. К вопросу крепления высокотемпературных скважин. //Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна (опты, инновации): материалы девятой научно-технической конференции. – Т.1 :ТюмГНГУ, 2014 – 44-49 стр.

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

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

Овчинников В.П., Лузан М.В., Пархомчук О.В.,Рожкова О.В., Федоровская В.А., Аксенова Н.А. Результаты исследования влияния шлака на термостойкость цементного камня //Бурение и нефть. – 10. 2015 – 14-16 стр.

Овчинников Василий Павлович
доктор техн. наук, профессор, зав.каф. Геотехники Тюменский государственный архитектурно-строительный университет

Аксёнова Наталья Александровна
к.т.н., доцент каф. Нефтегазовое дело Тюменский государственный нефтегазовый университет

Рожкова Оксана Владимировна
ассистент каф. Бурение нефтяных и газовых скважин Тюменский государственный нефтегазовый университет

В статье представлены результаты разработки тампонажного раствора-камня для крепления скважин в зоне распространения мерзлых пород. Анализ результатов исследования показал, что добавление микросилики в количестве 10-12% совместно с добавлением реагента пластификатора в состав тампонажного раствора приводит к увеличению прочностных характеристик цементного камня, снижению его проницаемости, при этом не увеличивая его пористость.


Породы вечной мерзлоты широко распространены во всем мире и составляют около 47% территории России. Большое внимание к изучению мерзлотных условий Западно-Сибирской низменности привлекли открытия на севере этого региона крупных газоконденсатных месторождений: Медвежье, Уренгойское, Ямбургское, Харасавейское, Бованенковское и другие. Распределение температур в мерзлоте составляет -8÷0 0 С. На рис. 1 представлены основные газовые и газоконденсатные месторождения Западной Сибири и Арктического шельфа.



РИС. 1. Карта расположения основных газовых и газоконденсатных месторождений Западной Сибири и Арктического шельфа.

Присутствие мерзлых пород в геологическом разрезе скважин может вызвать серьезные проблемы, приводящие к таким осложнениям, как межколонные потоки, растепление мерзлых пород, ведущее к обратному промерзанию и смятию обсадных колонн, недоподъем цементного раствора до устья скважины, приустьевые обвалы и т.д. Одной из основных задач цементирования скважин в криолитозоне является создание достаточно герметичной и долговременной крепи путем разработки тампонажного состава с регулированием его теплофизических и технологических свойств.

В интервале мерзлых пород цемент в затрубном пространстве скважины формируется при одновременном воздействии отрицательной температуры - со стороны стенки скважины и положительной - со стороны обсадной колонны. Поэтому, одной из основных задач разработки тампонажных составов для цементирования скважин в интервале распространения мерзлых пород является обеспечение схватывания состава за короткое время до замерзания с быстрым темпом набора прочности, а также отсутствие усадки тампонажного камня, низкой пористости и проницаемости.

Одним из самых распространенных методов повышения прочности тампонажного камня является ввод в цементный раствор тонкомолотые минеральных добавок. Такие ультрадисперсные добавки активно учувствуют в процессе структурообразования цементного камня, уплотняя ее, путем заполнения пространства между частицами цемента.

Анализ теоретических исследований в области гидратационных процессов упрочнения минеральных вяжущих химического и морфологического состава минералов позволил рекомендовать микрокремнезем в качестве добавки к цементу, как компонент, повышающий прочность цементного камня. [1]

Большой интерес ученых, а также вопрос практической и экологической выгоды связан с возможностью использования наносиликата в различных отраслях промышленности, в том числе в строительстве. Производство кремния связано с образованием значительного количества пылевых отходов, которые характеризуются высоким уровнем SiO2 от 85 до 96%. Существующие газоочистные сооружения не могут обеспечить эффективную очистку отработанных газов и утилизацию наносиликата. Около 35 000 тонн мелкой пыли образуется ежегодно при производстве металлургического кремния в России. Из-за этого хранения на шламовых полях возникают значительные экономические потери, связанные, во-первых, со стоимостью хранения, а во-вторых, с упущенной выгодой от их промышленного и строительного использования. Утилизация и использование пылевых отходов производства кремния рекомендуется рассматривать как одно из важных направлений в экономике и повышении экологической безопасности прилегающих хранилищ.

В настоящее время известно, что микрокремнезем широко используется строительстве, для изготовления прочного бетона. Указывается, что 1 кг микрокремнезема обеспечивает такую же прочность, как 5 кг портландцемента. Кремниевая пыль в составе тампонажного раствора-камня улучшает такие характеристики, как прочность на сжатие и изгиб, адгезию, износостойкость, морозостойкость и химическая стойкость, а также значительно снижает проницаемость и пористость цементного камня. [2]

Микрокремнезем является высокоактивной пуццолановой добавкой к цементу с мелким гранулометрическим составом, который при взаимодействии с цементным раствором, создает условия для превращения хрупкого гидроксида кальция (образующегося при смешивании цементной смеси с водой и гидратирующим клинкерным материалом) в кристаллический силикат кальция. Микрочастицы заполняют пространство, которое выделяется водой. Соответственно, плотность композиции увеличивается, что, в свою очередь, также увеличивает ее прочность.

Для обеспечения безусадочной крепи скважины в состав вводятся расширяющие добавки. Исходя из трех известных видов расширения тампонажных растворов – оксидного, сульфоалюминатного и с добавление газовыделяющих компонентов, наиболее подходящим для условий крепления скважин является оксидный. Расширение, происходящее за счет оксидов кальция или магния, является максимальным при минимальной концентрации добавки.

В качестве расширяющегося материала вводится оксид кальция в количестве 5-7%. При введении добавки более 7% начинает снижаться прочность цементного камня на изгиб.

Для ускорения сроков схватывания, необходимых при цементировании скважин в мерзлых породах, в состав вводится 4% хлорида кальция. 4%-ый во дный раствор хлорида кальция обладает высокой скоростью тепловыделения в начале реакции гидратации при минимальном количестве выделяющегося тепла в целом. CaCl2 более чем 4% в составе может вызвать большее растепление мерзлых пород в следствие своей экзотермической реакции, а также коррозию металла. Тампонажные составы, затворяемые на таком рассоле, не замерзают при температурах до -10 0 С, при этом сохраняя подвижность раствора в пределах необходимого для продавливания в затрубное пространство времени.

Методика приготовления тампонажного раствора осуществляется следующим образом: оксид кальция, микросилика и портландцемент ПЦТ-1-50 смешиваются в сухом виде, а 4%-ый водный раствор хлорида кальция используется в качестве жидкости затворения с водоцементным отношением 0,5. Затем, в готовую смесь, для обеспечения необходимой прокачиваемости раствора, добавляется пластификатор.

В работе [3] исследуется тампонажный раствор с добавлением микрокремнезема, но без добавления пластифицирующих добавок и ускорителей сроков схватывания. Состав, содержащий свыше 5% микросилики обладает низкими показателями подвижности, поэтому для обеспечения необходимой прокачиваемости тампонажного раствора и достижения оптимальных сроков его твердения при низких скважинных температурах, путем сокращения количества свободны воды в составе, необходимо добавлять реагент-пластификатор. Задачи, которые выполняет пластифицирующая добавка в цементном растворе, это повышение растекаемости раствора и снижение его пластической вязкости. Проводятся опыты по определению вида вводимого пластификатора и его количества. Все растворы тестируются с содержанием в составе микрокремнезёма. Данные представлены на рис. 2-3.



РИС. 2. Зависимость растекаемости раствора от типа и количества вводимого пластификатора

Для дальнейших исследований добавка «Акремон» больше не использовалась из-за своей диспергирующей способности по карбонату кальция и невозможности проведения испытаний.



РИС. 3. Зависимость плотности раствора от типа и количества вводимого пластификатора

На основании полученных данных для дальнейших исследований был выбран полимер «Импирон». «Импирон» - воднополимерная система на основе аморфного линейного полимера поли-N-винилпирролидона (ООО «ОргполимерсинтезСПБ», Санкт-Петербург, Россия). Далее «Импирон» вводился в состав тампонажного раствора в количестве 0,2-1%, проводились опыты по определению сроков схватывания, растекаемости и прочностных характеристик. Увеличение содержание пластификаторв в составе цементной смеси более 1% еще в большей степени разжижает тампонажную суспензию, но не целесообразно с экономической точки зрения. Ниже представлена таблица 1, показывающая результаты проведения экспериментов по определению необходимого количества добавок (средний результат нескольких измерений).



Таблица 1. Результаты лабораторных исследований тампонажных растворов с добавление микросилики

Исходя из полученных данных, можно сделать вывод что оптимальное значение содержания микросилики находится в пределах 10-12%. При введении в состав раствора ультрадисперсной добавки свыше 15% происходит растрескивание образца. Поли-N- винилпирролидон рекомендуется добавлять в цементную композицию в количестве 0,5-0,7%. Поскольку разница в показателях растекамости и прочности на изгиб и на сжатие не значительна в сравнении с вводом 1% пластификатора, но при этом значительно ухудшаются сроки схватывания, не рекомендуется добавлять более 1% «Импирона». Также из таблицы можно увидеть, что такое содержание пластификатора и микросилики не влияют существенно на сроки схватывания при нормальной и отрицательной температурах.

Для камня без добавок кремнезема показатели прочности были значительно меньше, чем для камня с добавкой ультрадисперсного состава. Разработанный тампонажный состав способствует повышению качества крепи скважины за счет увеличения прочностных характеристик цементного камня (на 35-40%).

После проведения исследований на открытую, закрытую и общую пористость на приборе Sky Scan 1173 американской корпорации Bruker можно сделать вывод, что микросиликаты также влияют и на пористость тампонажного раствора-камня. Это обусловлено тем, что её микрочастицы имеют большую удельную поверхность и отличаются химической активностью, то есть могут выступать как добавки, ускоряющие реакцию гидратации, а также как нанонаполнитель, снижающего пористость. В следствие этого, следует отметить, что газопроницаемость цементного камня тоже снижается с 3,5 до 1,2 мД.

Мункхтувшин Д., Балабанов В.Б., Пуценко К.Н. Опыт применения добавок микро- и наносилики из отходов кремниевого производства в бетонных изделиях // Известия вузов. Инвестиции. Строительство. Недвижимость. – 2017. – Т. 7, № 3. – С. 107-115. DOI: 10.21285/2227-2917-2017-3-107-115

Бажин В.Ю., Двойников М.В., Глазьев М.В., Куншин А.А. Исследование свойств тампонажных растворов с добавкой отходов производства фтористого алюминия // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2020. – № 3(327). – С. 39-42.

Двойников Михаил Владимирович
Директор-научный руководитель научного центра «Арктика» Горного университета, д.т.н., профессор

Прочность тампонажного камня зависит от типа крепи и пород. При расчете крепи тампонажный слой не учитывается. Он идет в запас прочности. При малой грузонесущей способности крепи в слабых породах следует применять более прочные растворы, это увеличит упругий отпор крепи и запас прочности. В крепких породах, где нагрузка на крепь невелика, прочность камня может быть меньшей. [1]

Прочность тампонажного камня возрастает в этих условиях более чем в два раза. [2]

Предел прочности тампонажного камня с добавками асбеста заметно меньше, чем для портландцементного камня, поскольку существенно возрастает водопотребность состава. [3]

При этом прочность тампонажного камня значительно снижается, однако остается удовлетворительной для перекрытия поглощающих каналов. [4]

Для определения прочности тампонажного камня применяют автоклавы с помещаемыми в них формами и установку ПЦК-1, состоящую из блоков для формирования и испытания образцов. Формирование рбразцов проводится в условиях высоких давления и температуры, а испытания на прочность при изгибе и сжатии - при нормальных условиях. [5]

При выборе критерия прочности тампонажного камня необходимо, в первую очередь, учитывать знаки и порядок ( ранжирование по величине) главных нормальных напряжений. [6]

Природа сил, обусловливающих прочность тампонажного камня , имеет разные толкования, основанные как на кристаллизационной, так и на коллоидно-химической теории. В первом случае она объясняется срастанием кристаллов в местах контактов за счет ионно-химических связей, а во втором - сцеплением частиц благодаря ван-дер-ваальсовым поверхностным силам. [7]

Формирование структуры и рост прочности тампонажного камня в значительной степени определяются химическим составом жидкости, идущей на получение смеси. Для надежного твердения смеси в скважине вода для ее затвердевания должна быть пресной. [8]

Из табл. 4.1 видно, что прочность тампонажного камня из ЦПС после 1-го цикла выше, чем камня из ЦТПН. Тампонажный цемент ЦПС по своему химическому и минералогическому составу является более реакционноспособной системой по отношению к жидкости затворения, чем система шлакового цемента ( ЦТПН), поэтому скорость гидратации и количество кристаллогидратных фаз у него выше. [9]

Действующие в настоящее время нормы на пределы прочности тампонажного камня при изгибе и одноосном сжатии воспринимаются специалистами как косвенные показатели пригодности тампонажного материала и не увязываются с условиями работы камня в крепи скважины и оценками разобщающей способности цементного кольца. [10]

Установка ПЦК-1 предназначена для измерения в нормальных условиях прочности тампонажного камня при изгибе и сжатии образцов, сформированных при температуре до плюс 250 С и давлении до 100 МПа и может быть использована в лабораториях тампонажных и буровых предприятий, а также научно-исследовательских организаций, занимающихся исследованием и разработкой тампонажных материалов для крепления глубоких и сверхглубоких скважин. [12]

В целом результаты измерений свидетельствуют о том, что автоклавная прочность тампонажного камня меньше его прочности в нормальных условиях. [13]

Для оценки опасности данного взрывного воздействия необходимо воспользоваться критерием прочности тампонажного камня , который бы связывал значения удельного импульса внутреннего давления с механическим состоянием материала. [14]

Крепь скважины , состоящая из двух колонн диаметром 324 и 245 мм с группой прочности стали труб Е толщиной соответственно 9 5 и 10 мм, и цементным камнем между ними, выдержала большее давление чем сумма критических давлений обеих колонн. [3]

Крепь скважин большого диаметра должна обеспечивать сооружение скважин заданной конструкции, их эксплуатацию в определенном режиме и заданный промежуток времени, крепление скважин должно быть экономичным. [4]

Для крепи скважины опасна и пластическая деформация цементного кольца. [5]

Деформация крепи скважин происходит в основном в неустойчивых и обводненных породах, представленных по всему ее разрезу или в отдельных интервалах. [6]

Смятия крепи скважин произошли на глубинах соответственно 53 и 36 метров. [7]

Под крепью скважины подразумевают систему, включающую обсадую колонну и цементный камень в кольцевом пространстве. Под герметичностью подразумевают герметичность обсадных труб, резьбовых соединений, цементного камня и контактных поверхностей: обсадная колона - цементный камень, цементный камень - горная порода. Герметичность крепи может быть только относительной. Она зависит от режима работы скважины и горно-геологических условий. [8]

Несущей является крепь скважин , которые пробурены в устойчивых породах, воспринимающая только горное давление окру1 - жающих пород. Такая крепь испытывает значительные нагрузки, изготовляется из высокопрочных материалов: железобетонных колец, стальных труб. Устанавливается она одновременно с бурением, обычное некоторым отставанием башмака обсадной колонны от забоя. [9]

Под понятием крепь скважины подразумевается: обсадные трубы; резьбовые соединения; цементный камень; контакт цементного камня с обсадными трубами; контакт цементного камня со стенками скважины. К сожалению, до настоящего времени критерии значимости каждой составляющей крепи, их приоритетность друг относительно друга остаются достаточно размытыми. И все же одним из основных и трудноустранимых видов дефекта крепи скважин является негерметичность эксплуатационных колонн. [10]

Для устойчивости крепи скважины весьма важное значение имеет несущая способность окружающих ее горных пород, их способность сопротивляться перемещениям породной массы внутрь скважины. Смещение контактной поверхности и нагрузки на крепь органически связаны между собой. [11]

Результатом негерметичности крепи скважин являются межколонные давления, перетоки между пластами, приводящие к обводнению скважин, перетоки между пластами и дневной поверхностью, часто сопровождаемые возникновением грифонов. [12]

Способы защиты крепи скважины от тепловой нагрузки и снижения температурных напряжений должны определяться проектом. Применение теплоизолированных насосно-компрес-сорных труб ( НКТ) с пакеруюшим устройством, заполнение за-трубного пространства теплоизоляционным материалом и других способов зашиты крепи преследуют цель снижения температуры нагрева обсадных колонн и уменьшения тепловых потерь по стволу скважины в окружающие породы. [13]

Потеря герметичности крепи скважины является одной из основных причин, приводящих к выводу скважины из строя. По имеющимся литературным данным на многих нефтегазовых месторождениях до 50 % фонда скважин находятся в ожидании ремонта. Это приводит, помимо других отрицательных последствий, к значительному искажению проектной плотности сетки скважин и, как следствие, потерям извлекаемых запасов нефти. В свете проблемы хаотического выбытия скважин из эксплуатации представляет интерес решение вопроса о приоритетности назначения выбывающих скважин на ремонтно-восстановительные и изоляционные работы. Остро назрела необходимость системного контроля технического состояния скважин. [14]

Элемент же цементной крепи скважины в зоне цементирования может отсасывать воду из глинистой корки. При этом происходят уплотнение корки и набухание цементного камня. [15]

Читайте также: