Что такое ммп в бурении
GasForum
Суровый климат и широкое распространение многолетней мерзлоты налагают особые требования строительства и эксплуатации скважин. Так, все промысловые сооружения, а также буровые установки должны обладать повышенной тепло- и ветрозащищенностью, персонал должен быть защищен арктической одеждой и обувью, пройти спецподготовку к работе в северных условиях. Вопросы строительства буровых площадок и свайных оснований также имеют свою специфику. Традиционная отсыпка кустовых оснований осложняется отсутствием строительного материала, завоз которого чрезвычайно дорог. Поэтому часто проектируются свайные основания с учетом веса буровой установки и вспомогательных сооружений. Диаметр и частота отверстий под металлические сваи рассчитываются, исходя из проектируемой нагрузки. Технологии строительства скважин в северных условиях постоянно совершенствуются. Например, относительно недавно появились технология строительства специальных арктических свайных платформ и технология строительства скважин со снежно-ледовых площадок, при которой заливается ледовая площадка, являющаяся и фундаментом буровой установки, и защитой тундрового покрова.
Существует определенная специфика крепления скважин, которая заключается в необходимости обеспечения быстрого «схватывания» цемента, пока он не успеет растопить стенки скважины. При низких температурах обычный цемент схватывается долго, поэтому для северных условий используются специальные цементы и ускорители «схватывания». В качестве ускорителей обязательны добавки в цемент 6-8% CaCl2. Часто используют специальные арктические марки цемента, например «permafrost». Его особенностью является быстрый срок схватывания при меньших потерях объема.
С этих позиций бурение вертикальных, наклонно-направленных, многоствольных и горизонтальных скважин через многолетнюю мерзлоту имеет дело с одним и тем же кругом вопросов, а именно:
1. Характеристика многолетней мерзлоты
Основными характеристиками ММП, от которых зависит степень осложнения условий строительства скважины, являются категория распространения (сплошное, прерывистое, островное), вид криогенной структуры (массивная, слоистая, сетчатая) и степень льдистости. Вопрос льдистости ММП изучен наименее всего, составлены лишь общие представления. Например, известно, что в Тюменской области льдистость ММП в интервале 0-30 м составляет 40-60%, причем наибольшая льдистость соответствует глубине 30-50 м.
По вертикали ММП подразделяются на три слоя:
1. Слой сезонного оттаивания и промерзания мощностью до 5 метров. Температура слоя колеблется от плюсовой (среднелетней), до наиболее низкой минусовой (среднезимней). В результате сильных изменений (фазового состояния) этого слоя отмечаются сезонные пучения и осадки грунтов.
2. Слой годовых колебаний температур мощностью до 30 метров. Как правило, этому слою присуща наибольшая льдистость, постоянство отрицательных температур в нижней части слоя (до минус 4-5?С) и сезонные колебания отрицательных температур в основной части слоя от 0?С до минусовых температур, тяготеющих к среднезимним.
3. Многолетнемерзлая толща (вечная мерзлота). Характеризуется постоянством отрицательных температур, не зависящих от сезонных колебаний температур на дневной поверхности. Наиболее низкие температуры обычно характерны для верхней части толщи (до минус 4-5?С). По мощности эта толща составляет основную и наибольшую часть разреза многолетней мерзлоты.
2. Осложнения при физико-химическом воздействии на ММП
При бурении в интервалах распространения ММП сцементированные льдом песчано-глинистые отложения разрушаются и легко размываются потоком бурового раствора. Это приводит к интенсивному кавернообразованию и связанным с ним обвалам и осыпям горных пород. При этом наиболее интенсивно разрушаются породы с низкой льдистостью и слабоуплотненные породы (из-за невысокой теплоемкости пород).
Для предупреждения кавернообразования, разрушения устьевой зоны, осыпей и обвалов при бурении скважин в ММП, буровой промывочный раствор должен отвечать нескольким требованиям:
3. Осложнения при тепловом взаимодействии скважины с ММП
Бурящаяся скважина вступает с окружающими мерзлыми породами не только в физико-химическое взаимодействие. Чаще наиболее важным фактором, влияющим на устойчивость стенок ствола скважины в ММП, является тепловое воздействие. Имеющий обычно положительную температуру буровой раствор расплавляет лед в примыкающих к скважине ММП, в результате чего стенка скважины теряет устойчивость и разрушается. Чем выше температура бурового промывочного раствора, тем интенсивнее процесс кавернообразования, осыпей, обвалов и поглощений при проходке ММП.
Принципиальным моментом является необходимость перекрытия кондуктором всей зоны ММП не менее чем на 50 метров ниже. Например, если ММП находятся на глубине до 300 метров, то башмак [5] кондуктора должен быть опущен не менее чем на 350 метров. Также важно перед кондуктором спустить направление глубиной не менее 20-30 метров с его обвязкой желобной системой. Это связано с необходимостью предохранения устья скважины от размыва при бурении под кондуктор.
Проблемы строительства скважин в районах распространения ММП порой не прекращаются после их закрепления колонной (кондуктором). При длительных остановках или при использовании охлажденных ниже 0?С буровых растворов происходит обратное промерзание растепленных скважиной ММП и бурового раствора, находящегося в кавернах. В результате возникает огромное, неравномерное по периметру внешнее давление на обсадные трубы, приводящее в ряде случаев к их слому.
Еще одной проблемой при эксплуатации скважин в зоне ММП может являться повышенное гидратообразование. Причем, при остановках скважины может происходить ее полная блокировка газогидратами.
Горные породы, слагающие разрез скважины ниже распространения ММП, имеют положительную температуру, увеличивающуюся по мере углубления забоя. Например, на глубине 3000 метров температура горных пород может достигать +80 — +100?С. Нагретый на этой глубине циркулирующий буровой раствор нагревает приствольную зону ММП за кондуктором и растепляет ее. Обсадная колонна в зоне ММП может подвергаться многократному растеплению и промерзанию. В результате отмечаются как случаи повреждения кондукторов, так и случаи проседания их вглубь скважины.
Решение проблемы растепления зоны ММП состоит, с одной стороны, в учете этого явления при расчете прочностных характеристик обсадных колонн на смятие внешним давлением, а с другой — регулирование температуры нагнетаемого в скважину бурового раствора до значений, близких к температуре плавления льда, скрепляющего частицы ММП.
Для предотвращения кавернообразования используются следующие рекомендации:
4. Типы буровых промывочных агентов
В настоящее время наилучшим способом соблюдения описанных выше рекомендаций является выбор специальных промывочных сред. Например, в Канаде получены значительные успехи в профилактике кавернообразования, осыпей и обвалов при проходке ММП через использование в качестве промывочных агентов пены, воздуха, эмульсии и растворов на нефтяной основе. Такого рода промывочные жидкости незначительно отфильтровывают жидкость в поры породы, нейтральны по отношению ко льду, обладают пониженной теплоемкостью.
Наилучшими промывочными агентами с точки зрения предотвращения растепления ММП являются осушенный воздух и пена. Сжатый воздух не замерзает при бурении, не отфильтровывает жидкость в поры мерзлоты, обладает низкой удельной теплоемкостью и поэтому считается наиболее предпочтительным промывочным агентом при бурении в ММП. Необходимые для очистки скважины массовые расходы воздуха обычно в 15-25 раз, а теплоемкость — в 4 раза меньше, чем для промывочной жидкости. Это существенно уменьшает опасность осложнений, связанных с протаиванием мерзлых пород.
Однако полностью опасность осложнений при использовании сжатого воздуха не снимается. На выходе из компрессора воздух имеет повышенную температуру (70-80?С), в результате чего случаются случаи протаивания мерзлоты. Кроме этого имеются специфические осложнения, связанные с выпадением конденсата из воздуха (слипание частиц шлама, образование сальников, намерзание конденсата в соединениях, прихваты и пр.). Это требует использования эффективной системы принудительного охлаждения и осушения сжатого воздуха.
Газожидкостные системы, используемые при бурении как промывочные агенты, делятся на аэрированные жидкости, туманы и пены.
Пены — это, как правило, многофазные дисперсные системы, где дисперсионной средой служит жидкость, а дисперсной фазой — газ, который составляет до 99% объема системы. В аэрированных жидкостях концентрация газа значительно ниже, его пузырьки, имеющие специфическую форму, не контактируют между собой.
Существенные технологические преимущества систем жидкость — газ обусловлены следующим. Присутствие газовой фазы способствует снижению в широком диапазоне гидростатического давления столба промывочного агента, обеспечивает лучшие условия удаления из скважины шлама и т.д. Жидкая фаза, содержащая поверхностно-активные вещества (ПАВ), химические реагенты (например, гипан), глинопорошок, смазывающие, ингибирующие, противоморозные и прочие добавки, определяет их большую эффективность в осложненных условиях, чем многих других промывочных агентов.
Газожидкостные системы широко применяются при бурении скважин, в том числе из-за снижения затрат энергии, расхода дизельного топлива (до 30%) по сравнению с продувкой скважины сжатым воздухом, а также почти вдвое меньшие эксплуатационные расходы при бурении ММП. Пены обладают высокой несущей и выносной способностью при малой скорости восходящего потока в затрубном пространстве — почти в 10 раз меньшей, чем при бурении скважин с продувкой сжатым воздухом. Все вместе это приводит к значительному снижению сроков строительства скважин. Например, во время бурения в зонах водопритоков и поглощений на северо-западе Канады забой очищался воздухом, аэрированной жидкостью, туманом и пеной. Скважины глубиной до 1000 м с пеной проходились за 16 суток против 35-65 суток с применением других промывочных агентов, т.е. в 2-4 раза быстрее.
Для получения пен в настоящее время все чаще используется азот. Этот газ инертен, не горюч, его содержание в атмосфере 78%. На буровые азот доставляется в сжиженном виде в специальных контейнерах. При его вводе в промывочную жидкость образуется пена. Содержание азота в промывочных жидкостях варьируется от 50 до 95% в зависимости от решаемой технологической задачи.
[1] Колонна обсадных труб, предназначенных для разобщения верхнего интервала разреза горных пород, изоляции пресноводных горизонтов от загрязнения, монтажа противовыбросового оборудования и подвески последующих обсадных колонн. Устанавливается после (ниже) направления. [2] Первая колонна труб или одна труба, предназначенная для закрепления приустьевой части скважин от размыва буровым раствором и обрушения, а также для обеспечения циркуляции жидкости. Обычно направление спускают в заблаговременно подготовленную скважину и бетонируют на всю длину. Иногда направления забивают в породу, как сваю (особенно на болотах).
[3] Верхняя часть скважины
[4] Раствор для цементирования скважины (другое название — цементный раствор, что не совсем точно). Часто твердая фаза представлена портландцементом, или другими «тампонирующими» материалами.
[5] Короткая утолщенная труба, предназначенная для оборудования низа обсадных колонн из труб диаметрами 114-508 мм с целью направления их по стволу скважины и защиты от повреждений при спуске.
Теги: бурение, буровые установки, Группа ЭРТА, обсадные трубы, Просто ТЭК |Рубрики: Обзоры и исследования | 
Комментарии к записи Особенности строительства и эксплуатации скважин в условиях многолетней мерзлоты: Серия «Просто ТЭК» отключены
Бурение в вечной мерзлоте больше не проблема
В настоящее время основная часть новых месторождений нефти и газа разрабатывается в северных широтах на вечной мерзлоте. Освоение месторождений в таких условиях приводит к значительному повышению капитальных затрат, связанных с необходимостью предотвращения растепления многолетнемерзлых пород.
В настоящее время основная часть новых месторождений нефти и газа разрабатывается в северных широтах на вечной мерзлоте. Освоение месторождений в таких условиях приводит к значительному повышению капитальных затрат, связанных с необходимостью предотвращения растепления многолетнемерзлых пород.
Угроза повреждения дорогостоящего бурильного оборудования
Негативное влияние на экологию
Увеличение затрат на отсыпку грунтов
Повышение капитальных затрат на обустройство месторождений
Согласно неофициальным данным, воздействие на многолетнемерзлые породы (растепление) в результате бурения становится причиной 23% отказа технических систем и 29% потерь добычи нефти и газа (источник интернет-газета «Российские недра» http://rosnedra.info/projects/vechmerzlota/).
В случае слишком близкого расположения устьев скважин друг к другу, при эксплуатации происходит активное растепление окружающих пород, в результате чего возникают их просадки, обвалы, которые могут приводить к ряду осложнений и даже аварий в процессе бурения и эксплуатации скважин. Например, в результате образования протяженных каверн конструкция скважины может потерять продольную устойчивость и деформироваться.
Поэтому месторождения нефти и газа в северных широтах обустраиваются с достаточно большим расстоянием между устьями скважин. Например, на Заполярном и Ямбургском газовых месторождениях расстояние между кустовыми скважинам составляет 40 м. А ведь увеличение расстояния между устьями ведет к значительному увеличению капитальных затрат, в первую очередь на отсыпку грунтов. Толщина отсыпки традиционно составляет 1-2 метра. А учитывая то, что основная доля осваиваемых месторождений разрабатывается в удаленных и труднодоступных регионах, с учетом транспортировки песок на отсыпку становится, что называется, золотым.
Эта проблема может быть решена путем применения при бурении скважины термоизолирующего направления обсадной трубы производства ЗАО «Сибпромкомплект» (г. Тюмень).
Сближение устьев скважин значительно уменьшает расходы на отсыпку кустовых площадок из-за существенного уменьшения размеров самой площадки. За рубежом при разработке месторождений в зоне вечной мерзлоты, применяют технологии, позволяющие максимально уменьшить размеры кустовых площадок. Например, при бурении месторождений на Аляске, расстояние между устьями составляло 9-15 м (сравните с 40 метрами в Ямбурге!). Там использовались теплоизолированные конструкции нефтяных скважин, предотвращающие интенсивное оттаивание многолетнемерзлых пород вокруг кустовых скважин и обеспечивающие эффективные тепловые режимы их эксплуатации.
Уникальное решение
Опыт применения
В России теплоизолирующие конструкции обсадных труб вызывают большой интерес среди специалистов отрасли, однако применяются еще редко, ввиду неширокой известности.
С 2008 г. такая технология для добычи нефти успешно используется на Ванкорском нефтяном месторождении в Красноярском крае.
Отзыв ЗАО «Ванкорнефть» (дочерняя компания ОАО «НК «Роснефть»):
ЗАО «Ванкорнефть» уже более 4 лет активно сотрудничает с ЗАО «Сибпромкомплект» в части поставок труб и деталей трубопроводов для Ванкорского производственного участка.
Среди широкого спектра продукции, поставляемой ЗАО «Сибпромкомплект», хочется отметить термоизолирующие направления для обустройства устьев скважин, они отлично зарекомендовали себя на вечной мерзлоте.
Использование термоизолирующих направлений применяется для стабилизации грунтов под укрытием скважин. Кроме того, использование термоизолирующих направлений с применением пенополиуретана, эффективно с экономической точки зрения, в частности, выгоднее чем применение тампонажных бетонов.
Поэтому ЗАО «Ванкорнефть» активно заказывает указанную продукцию и планирует заказывать ее и в будущем.
На сегодняшний день ЗАО «Сибпромкомплект» осуществляет выполнение крупного заказа для обустройства Новопортовского нефтегазоконденсатного месторождения (ОАО «Газпром нефть»).
Преимущества
Сравнение капитальных затрат на обустройство оснований кустовых площадок
Типовая конструкция скважины с применением
Нетермоизолирующее направление обсадной трубы
Термоизолирующее направление обсадной трубы (термокейса)
Допустимое расстояние между устьями скважин (согласно проектному расчету)
Осложнения при бурении скважин в многолетнемерзлых породах
Согласно принятой терминологии мерзлыми породами называются такие породы, которые имеют нулевую или отрицательную температуру, и в которых хотя бы часть воды замерзла.
Суммарная льдистость мерзлой породы Лс — отношение содержащегося в объеме породы льда к объему мерзлой породы — определяется из следующего выражения, %:
где Лв — льдистость породы, избыточная за счет ледяных включений, %; Лц — льдистость породы за счет порового льда (льда-цемента), %.
По льдистости мерзлые породы делятся на малольдистые (содержание льда менее 10 %), слабольдистые (менее 25 %), льдистые (25. 40%) и сильнольдистые (более 40%).
Многолетнемерзлые (вечномерзлые) породы (ММП) — это породы, находящиеся в мерзлом состоянии в течение многих лет (от трех и более).
В верхней части геологического разреза многих северных районов (Коми, Западная Сибирь, Аляска, Канада и др.) залегает толща многолетнемерзлых пород; мощность этой толщи иногда достигает 500 м и более. В состав ее могут входить как хорошо связан-
ные прочные породы (известняки, песчаники и т.п.), так и породы несвязанные (пески, галечники и т.п.), единственным цементирующим материалом для которых является лед.
При бурении в толще многолетнемерзлых пород возникают следующие осложнения:
интенсивное кавернообразование (Кк > 1,5) в интервалах залегания ММП и низкотемпературных талых пород (НТП), осыпи и обвалы пород, приводящие к прихвату, слому бурильного инструмента; размыв, провалы фундамента под буровой установкой в результате протаивания мерзлых пород, прилегающих к поверхности;
протаивание, размыв ММП и НТП за направлением, кондуктором, проникновение бурового раствора в затрубное пространство, в том числе соседних близкорасположенных скважин при бурении с поглощением бурового раствора с частичной или полной потерей его циркуляции в стволе, грифонообразование;
недопуск обсадных колонн до проектной глубины, неподъем цемента за направлением, кондуктором, разгерметизация резьбовых соединений, смятие обсадных колонн, насосно-компрессор-ных труб в случае обратного промерзания при длительных простоях, консервации скважин;
примерзание спускаемых обсадных колонн к стенке скважины в интервале залегания ММП в зимний период;
выбросы бурового раствора, воды, газа из-за наличия зажатых между мерзлых вод и пропластков гидратов.
Бурение скважины в ММП должно осуществляться в строгом соответствии с Регламентом технологии строительства скважин в условиях многолетнемерзлых пород с контролем качества в процессе бурения и крепления (РД 39-009-90 Миннефтегазпрома). Согласно этому регламенту, скважина считается качественно построенной в интервале залегания ММП, если в результате применения выбранной конструкции и технологии бурения предотвращаются осложнения, перечисленные выше; обеспечивается Кк
Эксплуатационная колонна в интервалах залегания ММП должна состоять из труб, выдерживающих давления, которые возни-
кают при обратном промерзании затрубных и межтрубных пространств. При использовании труб меньшей прочности должны осуществляться специальные мероприятия (управляемое замораживание затрубного пространства, периодические прогревы и др.)з предотвращающие смятие колонн и нарушение резьбовых соединений при обратном промерзании.
Основным способом предотвращения осложнений при бурении в многолетнемерзлых породах является сохранение отрицательной температуры стенок скважины. Для этой цели применяют различные буровые среды: от охлажденного воздуха и буровых растворов до устойчивой пены. При использовании буровых растворов на водной основе приходится также решать проблему предупреждения замерзания раствора при длительном прекращении промывки.
Технология строительства и конструкция скважин должны отвечать требованиям охраны окружающей среды в зонах залегания ММП в условиях Крайнего Севера.
Контрольные вопросы
1.Что понимается под осложнением в процессе бурения? Какие виды
осложнении наиболее часто встречаются?
2. Назовите основные виды нарушений целостности ствола скважины,
расскажите о каждом из них. Перечислите основные меры предупрежде
ния и ликвидации каждого из них.
3. Для чего используется многократная кавернометрия?
4. Назовите основные причины поглощения промывочной жидкости.
Какие существуют методы предотвращения и ликвидации поглощений?
5. При каких обстоятельствах могут возникнуть газо-, нефте- и водо-
проявления?
6. Назовите типы и основные параметры противовыбросового обору
дования.
7. Какие основные мероприятия необходимо выполнять для преду
преждения газо-, нефте- и водопроявлений в процессе бурения?
8. Что понимается под грифоном в процессе бурения? Какие меры
необходимо предпринять, чтобы предотвратить грифоны и межколонные
проявления в процессе бурения?
9. Расскажите об основных особенностях проводки скважин в условиях
сероводородной агрессии. На что следует обращать особое внимание?
10. Расскажите об осложнениях при бурении в многолетнемерзлых по
родах. Назовите основные способы предотвращения этих осложнений.
ГЛАВА 7 РЕЖИМ БУРЕНИЯ
Общие положения
Под режимом бурения понимается сочетание регулируемых параметров, влияющих на качество бурения, к числу которых относятся: осевая нагрузка (давление) на долото Рд; частота вращения долота п; количество прокачиваемого бурового раствора (?р; показатели бурового раствора (плотность, вязкость, показатель фильтрации, статическое напряжение сдвига). Сочетание этих параметров, позволяющее получать наиболее высокие качественные и количественные показатели бурения, называется рациональным (или оптимальным) режимом бурения.
В процессе бурения часто приходится отбирать керн, бурить скважину в неблагоприятных геологических условиях (зонах, склонных к поглощениям, осложнениям, связанным с нарушением целостности ствола скважины и т.п.), забуривать в сторону от ранее пробуренного ствола и т.д. Режимы бурения, применяемые в таких случаях, указываются специальными режимами.
Дата добавления: 2015-06-27 ; просмотров: 7926 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ
Тампонажные материалы для цементирования обсадных колонн в интервалах залегания ММП
Многолетнемерзлые породы широко распространены на нашей планете и имеются на всех континентах, за исключением Австралии. ММП занимают около 47% территории России. В связи с ростом объемов буровых работ в северных районах приобрели актуальность специфические проблемы, связанные с цементированием обсадных колонн в вечной мерзлоте.
Многолетнемерзлые породы широко распространены на нашей планете и имеются на всех континентах, за исключением Австралии. ММП занимают около 47% территории России. В связи с ростом объемов буровых работ в северных районах приобрели актуальность специфические проблемы, связанные с цементированием обсадных колонн в вечной мерзлоте.
Обычные тампонажные портландцементы непригодны для применения в интервалах ММП, так как они не схватываются, а замерзают при температурах ниже нуля, даже с добавками хлористого кальция, а скорость гидратации при температурах ниже 4°С незначительна.
Если цементный раствор замерзает до начала схватывания, то в нем образуются прожилки льда. При растеплении образца и дальнейшем твердении при положительной температуре лед тает, а прожилки превращается в трещины, количество которых достигает 100 на 1 см2 площади. Трещины являются причиной резкого снижения прочности цементного камня и чрезвычайно высокого роста проницаемости образцов, достигающей 200 мД и более [1].
Таким образом, основным направлением исследований в данной области стала разработка альтернативных тампонажных материалов, соответствующих геолого-техническим условиям цементирования обсадных колонн в интервалах залегания ММП. Среди множества предложенных решений наибольшее распространения получили два типа материалов: на базе высокоглиноземистых цементов и на базе гипсоцементных смесей.
Основным компонентом высокоглиноземистых цементов является моноалюминат кальция CA. Такие цементы обычно схватываются и набирают прочность при низких температурах. Однако они имеют существенные недостатки, среди которых высокое тепловыделение при гидратации, приводящее к растеплению приствольной зоны в процессе ОЗЦ, а также несовместимость их с портландцементом и большинством реагентов, применяемых для обработки тампонажных растворов. Например, хлористый натрий резко замедляет сроки схватывания, а добавка хлористого кальция, напротив, может привести к мгновенному схватыванию цементного раствора. По этим причинам высокоглиноземистые цементы в настоящее время практически прекратили применять для цементирования обсадных колонн.
Требования, предъявляемые к тампонажному материалу, предназначенному для цементирования интервалов ММП, достаточно полно изложены в работах [4] и [5]. Они были рассмотрены с небольшими изменениями в следующем виде:
— цементный раствор должен обеспечивать приемлемое, технологическое оправданное время ОЗЦ;
— цементный камень должен приобретать за время ОЗЦ прочность, достаточную для продолжения буровых работ;
— цемент должен иметь низкую теплоту гидратации для уменьшения степени оттаивания мерзлых пород;
— цементный камень должен быть стойким к циклическим изменениям знакопеременных температур;
— цементный камень должен иметь высокую водостойкость (сохранять прочность при хранении в воде).
Кроме того, цементные раствор и камень должны обладать рядом свойств, предъявляемых к тампонажным растворам в целом (седиментационная устойчивость, технологически приемлемое время загустевания и т. д.).
На основе анализа литературных источников, промысловых данных и результатов лабораторных исследований наиболее перспективным материалом была признана гипсоцементная смесь. При этом заданным параметрам тампонажных растворов соответствовал только высокопрочное гипсовое вяжущее, позволяющее получить высокую раннюю прочность и удовлетворительную водостойкость цементного камня.
Анализ рынка и лабораторные испытания показали, что предъявляемым требованиям, как в части обеспечения заданных параметров тампонажных растворов, так и в части соотношения цена/качество, в наибольшей степени отвечает ГВВС для тампонажных растворов (Тампонажный гипс) производства ЗАО «Самарский Гипсовый Комбинат», который и был принят в качестве базового материала для разработки гипсоцементных тампонажных материалов.
Необходимо отметить, что на ЗАО «Самарский Гипсовый Комбинат» был разработан и в настоящее время производится специальный Тампонажный гипс, который рекомендуется для использования в качестве базового компонента составов, предназначенных для цементирования интервалов ММП.
Первоочередной задачей при разработке рецептуры композиции был поиск эффективного замедлителя схватывания гипса, который позволил бы получить приемлемое время загустевания тампонажного раствора, при этом не влиял отрицательно на прочностные показатели цементного камня, а также имел приемлемую стоимость. В связи с последним требованием рассматривались только реагенты отечественного производства.
Путем применения специальных добавок к Тампонажному гипсу была реализована высокая водостойкость цементного камня. Кроме того, введение данных добавок позволило значительно повысить седиментационную устойчивость тампонажных растворов, сведя водоотделение и усадку практически к нулю. Лабораторные исследования показали, что при хранении образцов Полицем Фрост в воде в течение 90 суток снижения прочности не происходит. Водостойкость цементного камня на базе Полицем Фрост представлена на рис. 1.
Таким образом, были разработаны две рецептуры тампонажных смесей для цементирования интервалов ММП, параметры которых, а также растворов на их основе, не уступают (а по ряду показателей и превосходят) решениям зарубежных компаний, представленным на рынке в настоящее время. При этом состав композиций полностью представлен компонентами отечественного производства, что положительно сказывается на цене конечного продукта. Основные показатели растворов и цементного камня на базе тампонажных материалов Полицем Фрост и Полицем Фрост Лайт приведены в таблице 1.
Таблица 1. Основные технологические показатели цементных растворов и камня на базе материалов Полицем Фрост и Полицем Фрост Лайт