На основе результатов ранее проведенных исследований выбраны составы расширяющих добавок с регулируемой динамикой расширения. Выполнены исследования влияния расширяющих добавок на величину линейного расширения цементного камня при двух температурных режимах (22 и 75 °С) с твердением в водной и воздушной средах. Концентрация расширяющей добавки изменялась от 3 до8 % массы портландцемента. Анализ полученных экспериментальных данных показал, что зависимость расширения от количества добавки - прямая; зависимость расширения от температуры - обратная; величина линейного расширения в воздушной среде ниже, чем в водной. В воздушной среде при температуре 22 °С наилучшие результаты получены при использовании расширяющей добавки состава CaO/Atren Light. При содержании добавки 8 % расширение достигало 4,3 %. В водной среде при температуре 22 °С все составы показали стабильно хорошее расширение, которое достигалось при вводе 3-4 % расширяющей добавки. При минимальной концентрации добавки (3 %) наибольшее расширение получено при использовании состава CaO/Atren Light. В водной среде при температуре 75 °С лучшим также оказался состав CaO/Atren Light, который при концентрации 8 % обеспечивает линейное расширение 5,5 %.
Для обеспечения качественного цементирования нефтяных и газовых скважин к применению в качестве расширяющих добавок рекомендованы составы CaO/Atren Light и CaO/КССБ-2М в диапазоне концентраций 3-8 % в зависимости от скважинных условий. По результатам проведенных исследований разработаны тампонажные составы с регулируемой кинетикой расширения для крепления обсадных колонн нефтедобывающих скважин в условиях нормальных и умеренных температур.
Список литературы
1. Куницких А.А., Чернышов С.Е., Русинов Д.Ю. Влияние минеральных добавок на прочностные характеристики тампонажного камня // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 8. – С. 20–23.
2. Пат. 2536725 РФ. Расширяющийся тампонажный раствор с регулируемыми технологическими свойствами / С.Е. Чернышов, Н.И. Крысин, А.А. Куницких, Е.П. Рябоконь; заявитель и патентообладатель ПНИПУ. – № 2013124250/03; заявл. 27.05.13; опубл. 27.12.14.
3. Николаев Н.И., Лю Х., Кожевников Е.В. Исследование влияния полимерных буферных жидкостей на прочность контакта цементного камня с породой // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2016. – № 18. – С. 16–22.
4. Булатов А.И. О качестве пробуренной скважины и ее крепи // Бурение и нефть. – 2015. – № 10. – С. 10–12.
5. Опорно-центрирующая оснастка обсадных колонн для крепления боковых стволов / Е.В. Кожевников, Н.И. Николаев, А.В. Розенцвет, А.А. Лырчиков // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2015. – № 16. – С. 54–60.
6. Чернышов С.Е., Крапивина Т.Н. Влияние расширяющих добавок на свойства цементного раствора-камня // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2010. – № 5. – С. 31–33.
7. Куницких А.А. Исследование и разработка расширяющих добавок для тампонажных составов // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2015. – №16. – С. 46–53.
8. Агзамов Ф.А., Бабков В.В., Каримов И.Н. О необходимой величине расширения тампонажных материалов // Территория нефтегаз. – 2011. – № 8. – С. 14–15.
9. Кожевников Е.В. Исследование свойств тампонажных растворов для крепления скважин и боковых стволов с наклонными и горизонтальными участками // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2015. – № 17. – С. 24–31.
10. Чернышов С.Е., Куницких А.А., Вотинов М.В. Исследование динамики гидратации и разработка составов расширяющих добавок к тампонажным растворам // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 8. – С. 42–44.
