Тампонажные растворы для различных условий бурения состоят из тампонажного цемента, среды затворения, реагентов ускорителей и замедлителей сроков схватывания, реагентов-понизителей, показателя фильтрации и специальных добавок во избежание разрыва пород и поглощения, а также с целью лучшего вытеснения бурового раствора из кольцевого пространства.
При бурении на твердые, жидкие и газообразные полезные ископаемые применяются:
- тампонажные растворы на основе вяжущих веществ (цементный, аэрированный, нефтецементный, нефтеэмульсионный, гипсовый, известковый, расширяющийся, гипсоцементный растворы);
- сухие быстросхватывающиеся тампонажные смеси;
- тампонажные растворы на основе коагулирующих веществ (гинистый, соляробентонитовый),
- комбинированные тампонажные растворы на основе неорганических веществ (глиноцементный, соляробентонитовый);
- тампонажные составы на основе органических веществ (синтетические смолы, гипано-хлоркальциевая тампонажная смесь, латексные и битумные составы и др);
- комбинированные органоминеральные тампонажные смеси (полимерцементный, вязкоупругий глинистый составы, гипано-цементная смесь, отверждаемый глинистый состав).
Если в разрезе проектируемой скважины встречается несколько температурных зон, в раствор добавляют химические реагенты, чтобы верхняя пачка тампонажного раствора по срокам схватывания и твердения существенно не отличалась от нижней пачки раствора, т.е. время ОЗЦ должно быть одинаково по всему интервалу цементирования.
В этом случае для выполнения требований по успешной доставке тампонажного раствора в затрубное пространство скважины в заданные сроки и для предупреждения осложнений, связанных с седиментационными, контракционными и другими эффектами взаимодействия тампонажных растворов с породами, необходимо регулировать сроки схватывания растворов, которые без химических добавок интенсивно реагируют на изменение температурных условий
Среду затворения выбирают по табл. 11.2 в зависимости от наличия солевых отложений в разрезе скважины или от степени минерализации пластовых вод.
Для предотвращения преждевременного загустевания тампонажного раствора и обводнения продуктивных горизонтов необходимо снизить показатель фильтрации тампонажного раствора.
Предпочтительность выбора того или иного тампонажного раствора диктуется конкретными условиями бурения скважины. При этом учитывают следующие факторы:
- сохранение изоляционных свойств камня при наивысшей температуре;
- пластовое давление, давление гидроразрыва, ниличие соленосных отложений, устойчивость против коррозии агрессивными компонентами и пр.
Таблица 11.2 Выбор среды затворения
|
Отложения |
Среда |
Концентрация |
|
Галит |
Насыщенный раствор хлорида натрия, ρ=1190 кг/м3 |
35 |
|
Бишофит |
Насыщенный раствор хлорида магния, ρ=1270 кг/м3 |
36 |
|
Сульфаты |
Техническая вода |
- |
|
Минерализованная вода |
То же |
- |
