Вяжущие материалы

Оглавление
Введение 3
1. Вяжущие материалы в тампонажных растворах 5
2. Минеральные вяжущие вещества 7
2.1 Портландцемент 8
2.2 Глиноземистый цемент 9
2.3 Гипсоглиноземистый цемент 10
2.4 Гипсовые вяжущие вещества 11
3. Тампонажные растворы на основе углеводородной жидкости 14
Заключение 16
Список литературы 17

Несмотря на этот недостаток, они используются при цементировании скважин с добавлением веществ, которые замедляют схватывание и повышают водостойкость. Главная положительная особенность гипса как тампонажноговяжущего материала – сравнительно небольшое увеличение объема при затвердевании. Двухводный и полуводный гипс широко используется в качестве составных частей в других тампонажных цементах.Показатели скорости схватывания гипсовых вяжущих материалов возрастает при повышении температурах до 50 C. При температуре более 80 C гипсовый раствор не схватывается. Немаловажным недостатком гипсовых вяжущих является быстрое старение материала при долгосрочном хранении на складах, а также повышенное снижение прочности в процессе твердения в водных условиях, особенно в минерализованных водах.3. Тампонажные растворы на основе углеводородной жидкостиРастворы, которые приготовлены на углеводородной жидкости (чаще всего дизельном топливе), приобретают высокую пластическую прочность в процессе замещения в них дизельного топлива водой. Инертность вяжущего вещества к дизельному топливу дает возможность безопасно прокачивать растворы по бурильным трубам на значительные глубины. При контакте с водой можно наблюдать процесс замещения дизельного топлива и раствор превращается в высоковязкую пасту. Прочностные характеристики получаемого тампона зависит от концентрации вяжущего вещества. Для получения подвижного раствора, который достаточно легко прокачивается при высоком содержании твердой фазы рекомендуется вводить в него поверхностно-активные вещества: крезол, кубовые остатки этилового эфира ортокремниевой кислоты и другиеповерхностно-активные веществатакже создают благоприятные условиядля отделения дизельного топлива после закачивания смеси в пласт.Наиболее часто на практике применяются соляроцементные, соляробентонитовые и соляроцементобентонитовые смеси.Соляроцементные смеси содержат 30—40 % дизельного топлива, 0,5—1 % крезола и 6 % ускорителя (кальцинированной соды) от массы цемента. Для большей прочности цементного камня в состав смеси вводят до 30—50% кварцевого песка.Соляробентонитовые смеси (СБС) готовят плотностью 1100—1300 кг/м3 (на 1 м3 дизельного топлива приходится 1000— 1500 кг бентонита), СБС после вытеснения дизельного топлива водой быстро загустевают и через 15 мин приобретают пластическую прочность 40—60 кПа.Соляроцементобентонитовые смеси (СЦБС) имеют следующий состав: 1000—1200 кг бентонитовогоглинопорошка, 300— 500 кг цемента и 0,5—1 % ПАВ от массы смеси на 1 м3 дизельного топлива. При смешивании с водой или глинистым раствором образуется нерастекаемаятампонажная паста с высокими пластической прочностью и вязкостью. Для снижения отрицательного воздействия на смесь пластовых вод до начала схватывания и повышения прочности тампонажного камня в СЦБС вводят 3—10 % (от массы цемента) жидкого стекла.Растворы на углеводородной жидкости приготовляют в следующей последовательности. В мерные емкости цементировочных агрегатов заливают расчетное количество дизельного топлива, в котором растворяют ПАВ. На этой жидкости затворяют бентонит, цемент или их смесь. При прокачивании через бурильные трубы смесь должна быть изолирована от бурового раствора верхней и нижней порцией дизельного топлива по 0,5 м3. Объем смеси не должен превышать 5 м3. После вытеснения смеси из бурильных труб в затрубное пространство прокачивают буровой раствор в количестве от 0,5 до 1 объема смеси.ЗаключениеНа сегодняшний день известны многочисленные факты обводнения продуктивных горизонтов нефтяных и газовых месторождений, что свидетельствует о наличии вертикальных перетоков воды в заколонном пространстве, которые обуславливаются несоответствием применяемой технологии крепления гидродинамическим условиям скважин. Более того, остается не решенным еще комплекс проблем, прямым или косвенным образом связанных с процессом цементирования и твердения цементного камня. До настоящего времени нет достоверных представлений о механизме образования каналов в структуре цементного камня и роли в этом седиментационных процессов. Не существует база единых критериев оптимизации параметров цементных суспензий в период ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) для конкретных скважинных условий. До сегодняшнего дня не разработан прямой и достоверный способ определения надежности межпластового разобщения скважин и метод определения срока жизни цементного камня в различных условиях.В то же время успешность проводки скважин различного назначения как правило зависит от прочности, непроницаемости и долговечности цементного камня, от надежности его сцепления с породой стенок скважин и материалом обсадной колонны. Надежность разобщения продуктивных пластов и герметичность затрубного пространства определяют эффективность эксплуатации нефтяных и газовых объектов.В целях создания эффективных способов изоляции поглощающих горизонтов и цементирования обсадных колонн является необходимым постоянное проведение исследований в этой области, иразрабатка большого количествотампонажных растворов нового поколения и новых технологических приемов и методов цементирования.Список литературы1. Николаев Н.И., Нифонтов Ю.А., Никишин В.В., Тойб Р.Р. Буровые промывочные и тампонажные растворы: учеб. Пособие. – СПб.: 2004.-150с.2. Рязанов Я.А. Энциклопедия по буровым растворам. – Оренбург: Летопись, 2005.-664 с.3. Булатов А.И., Макаренко П.П., Проселков Ю.М. Буровые промывочные и тампонажные растворы: учеб. Пособие для вузов. - М.: ОАО "Издательство "Недра", 1999. - 424 с.4. ГОСТ 25597-83 «Цементы тампонажные. Классификация»