Міністерство освіти і науки Російської Федерації
Московський Державний
Відкритий Університет
Курсова робота на
Тему: «Бурові і тампонажні розчини»
Москва 2010
Зміст
Введення
Частина 1. Бурові розчини
Технологічні функції бурового розчину
Колоїдно-хімічні властивості бурових розчинів
Основні властивості дисперсних систем
Основні параметри бурових розчинів
Матеріали для приготування бурових розчинів
Хімічні реагенти для обробки бурових розчинів
Вибір типу бурового розчину для буріння свердловин
Частина 2.Тампонажние розчини
Вимоги до тампонажного розчину
Класифікація тампонажних розчинів
Основні технологічні параметри
Вимоги до тампонажном каменю
Матеріали для приготування тампонажних розчинів
Обтяжувачі для тампонажних розчинів
Література
ВСТУП
Зростання технологічних показників глибокого буріння на нафту і газ багато в чому залежить від організації технології промивки свердловин, складу застосовуваних бурових розчинів та їх технологічних властивостей.
Під технологічними властивостями бурових розчинів слід розуміти вплив промивних коштів на буримости гірських порід, фільтраційні процеси, очищення стовбура і забою свердловини, стійкість стінок стовбура, складеними нестійкими породами, зниження опорів руху бурильного інструменту при його контакті з глинистої кіркою і стінками свердловини, розкриття та освоєння колекторів, що містять нафту і газ.
Технологічні властивості бурових розчинів суттєво впливають на працездатність бурових доліт, забійних гідравлічних та електричних двигунів, бурильних і обсадних труб і іншого підземного бурового обладнання.
Поняття «бурові розчини» охоплює широке коло рідких, суспензійних, аерованих середовищ, які мають різні склади і властивості. Термін «буровий розчин» стали застосовувати замість його синонімів - «глинистий розчин», «промивний розчин», «промивна рідина».
Тампонажні розчини застосовуються при кріпленні обсадних колон до стінок свердловини, а також при ремонті свердловин. На відміну від бурових розчинів тампонажні здатні перетворюватися на тверде тіло. У переважній кількості випадків в якості в'яжучого речовини в тампонажних розчинах використовується портландцемент. Тому в навчальних посібниках термін «кріплення свердловин» ототожнюється з терміном «цементування свердловин».
Цементування свердловин - найбільш відповідальний етап їх будівництва. Значення цементувальних робіт обумовлюється тим, що вони є заключним процесом, і невдачі при їх виконанні можуть звести до мінімуму успіхи попередньої роботи, аж до втрати свердловини. Недоброякісна цементування свердловин нерідко є єдиною причиною газопроявлень, гріфонообразованій і відкритих нафтових і газових фонтанів. Воно призводить до перетокам нафти і газу в інші пласти, які мають менший тиск, обводнення продуктивних горизонтів.
Як показує практика, якість готуються та закачані в свердловину бурових і тампонажних розчинів, успіх проведених операцій залежить в першу чергу від уміння і знань обслуговуючого персоналу.
Знання основ фізико-хімічних процесів, що відбуваються в розчинах, оброблюваних різними реагентами, впливу цих реагентів на розчини, стінки свердловини і пласти, а також майстерність і вміння управляти складним буровим та цементувальних обладнанням - запорука успішного проведення операцій.
Частина 1 БУРОВІ РОЗЧИНИ
Технологічні функції бурового розчину
Буровий розчин в процесі буріння здійснює ряд функцій, які тим різноманітніше, чим складніше процес буріння: глибше свердловина, нестійкіший її стінки, вище тиск газу і нафти в разбурівается горизонтах.
Процес буріння являє собою сукупність різних операцій, що визначають технологію проходки свердловини, тому функції називаються технологічними.
1 Гідродинамічні функції здійснюються потоком розчину в свердловині і полягають у наступному:
- У виносі вибуреної породи (шламу) зі свердловини;
- В перенесенні енергії від насосів до забійними двигунів (турбобура);
- У розмиванні породи на вибої свердловини (гідромоніторний ефект);
- В охолодженні долота в процесі буріння.
2 Гідростатичні функції здійснюються почилих буровим розчином. До цієї групи функцій відносяться:
- Створення гідростатичної рівноваги у системі стовбур свердловини - пласт;
- Утримання частинок вибуреної породи і обважнювача в підвішеному стані при припиненні циркуляції бурового розчину;
- Створення гідростатичного тиску на стінки свердловини, складені слабосцементірованнимі або пластичними породами;
- Зменшення навантаження на талеві систему.
3 Функції, пов'язані з процесом коркообразованія
Буровий розчин, що являє собою тонку суспензію колоїдних частинок (твердої фази) в рідкому середовищі, в процесі руху в пласт утворює на його поверхні і в порах фільтраційну кірку, що перешкоджає або уповільнює подальше надходження розчину. Цей процес поділу рідкої і твердої фаз, у результаті чого відбувається кольматацію (Закупорювання) стінок свердловини, називається фільтрацією. До цієї групи функцій відносяться:
- Зменшення проникності пористих стінок свердловини;
- Збереження або посилення зв'язності слабосцементірованних порід;
- Зменшення тертя бурильних і обсадних труб об стінки свердловин.
4 Фізико-хімічні функції полягають у додатках до бурового розчину спеціальних хімічних реагентів в процесі буріння свердловини, які прийнято називати хімічною обробкою. До цих функцій належать:
- Збереження зв'язності порід, що утворюють стінки свердловини;
- Запобігання бурового обладнання від корозії та абразивного зносу;
- Збереження проникності продуктивних горизонтів при їх розкриття;
- Збереження необхідних характеристик бурового розчину в процесі буріння свердловини;
- Поліпшення буримости твердих порід.
До функцій бурового розчину відносяться:
- Встановлення геологічного розрізу свердловини (за складом шламу);
- Збереження теплового режиму багаторічномерзлих порід.
Колоїдно-хімічні властивості бурових розчинів
Бурові розчини представляють собою фізико-хімічні системи, що складаються з двох або більше фаз. Однофазні системи з двох або більше речовин, що не мають між компонентами поверхні розділу, називаються гомогенними (істинні розчини). Системи, між фазами яких існують реальні поверхні розділу, називаються гетерогенними. До них відноситься більшість бурових і тампонажних розчинів.
Дисперсною фазою дисперсійної системи називається речовина, дрібно роздробленою і рівномірно розподілене в іншому речовині, що отримав назву дисперсійного середовища. І фаза, і середовище можуть бути твердими, рідкими і газоподібними. Бурові і тампонажні розчини відносяться до полідисперсних систем, тобто мають частки дисперсної фази різних розмірів.
Ступінь дисперсності частинок характеризується дисперсністю, Д-величиною, зворотною поперечного розміру частки, d (см -1). Чим вище дисперсність, тим більше загальна поверхня розділу фаз.
За ступенем дисперсності системи діляться на високодисперсні (колоїдні) і грубодисперсні. Розмір колоїдних частинок знаходиться в межах 1х10 -5 - 1х10 -8 см.
З грубодисперсних систем в якості бурового розчину застосовують суспензії, емульсії і аеровані рідини.
Суспензії - каламутні рідини з розташованими в них у зваженому стані частинками твердої речовини. Ці частинки під впливом сили тяжіння осідають, тобто седіментіруют.
Емульсії - багатофазні рідкі системи, в яких в одній рідини знаходяться в підвішеному стані найдрібніші крапельки іншої рідини. Ці системи несталі. Емульсії можуть існувати тільки при наявності ПАР - поверхнево-активних речовин (емульгаторів). Вони руйнуються в результаті процесу коалісценціі, тобто укрупнення частинок дисперсної фази при злитті між собою.
Аерірованной рідиною називають багатофазну систему, яка містить дисперсну фазу у вигляді бульбашок повітря. Якщо повітря відіграє роль середовища, то такі рідини називаються пінами.
Основні властивості дисперсних систем
З усіх дисперсних систем найбільш повно відповідають вимогам, що пред'являються до бурових розчинів, колоїдні системи. За молекулярно-кінетичної теорії внутрішнє зчеплення тел обумовлено силами взаємодії молекул. Усередині тіла (рідини) ці сили врівноважені. Сили притягання молекул, розташованих на поверхні розділу двох фаз, не врівноважені. У результаті надлишку сил тяжіння з боку рідини молекули з кордону розділу прагнуть втягнутися всередину, тому поверхня розділу прагне до зменшення. У зв'язку з цим поверхневі молекули на розділі фаз мають деякою невідшкодованою надлишкової енергією, званої поверхневою. Поверхневий натяг можна уявити як роботу освіти 1м 2 поверхні (Дж / м 2). Таким чином, ПАР - це речовини, що знижують поверхневий натяг.
Велике значення в характеристиці дисперсних систем має явище змочуваності. Змочування рідиною твердого тіла можна розглядати як результат дії сил поверхневого натягу. Вона характеризується величиною крайового кута.
Якщо дисперсійним середовищем є вода, то системи називаються гідрофільними, якщо масло - гідрофобними. Перші відносно стійкі, тобто стабільні в часі, а другі характеризуються слабким молекулярною взаємодією, тому не стабільні.
Розрізняють кінетичну (седиментаційних) і агрегативну стійкості. Кінетична забезпечується седиментацією і броунівським рухом, а агрегативна визначає здатність частинок дисперсної фази не злипатися. За агрегативно станом і механічними властивостями розрізняють вільно-дисперсні (або безструктурні) і зв'язно-дисперсні (структуровані) системи. Перші відрізняються рухливістю і не чинять опору зрушенню. Связнодісперсная система отримала назву «гелю» і відрізняється наявністю суцільної просторової структури. Вона володіє в'язкістю, пластичністю, міцністю, пружністю і т.п.
Просторова структура гелю при механічному впливі руйнується. Гель перетворюється на «з оль» (рідку дисперсну систему). У стані спокою структура відновлюється. Процес, пов'язаний зі створенням і руйнуванням просторової структури, отримав назву тиксотропії. Тиксотропність - одна з найважливіших характеристик бурових розчинів.
Коагуляція - укрупнення (злипання, злиття) часток дисперсної фази під дією молекулярних сил зчеплення або сил тяжіння.
Флокуляція - злипання гідрофобних мінеральних частинок в пластівці. Гідрофобна коагуляція характеризується повним розшаруванням дисперсної системи на рідку і тверду фази.
Дисперсність скоагульованого колоїдної системи можна відновити, додаючи пептизаторів. Пептизація - зворотний процес коагуляції.
Структуроутворення - це здатність колоїдних частинок в нерухомому розчині злипатися по краях і утворювати сотообразную структуру, що заповнює весь об'єм розчину.
Диспергування - спосіб приготування дисперсних систем.
Дисперсні системи мають здатність текти. Наука про деформації та перебігу тел називається реологією, а властивості тіл, пов'язані з перебігом і деформацією - реологічними.
Основні параметри бурових розчинів
Щільність (ρ, г / см 3) - це відношення маси бурового розчину до його обсягу. Розрізняють кажущая і справжню щільності. Перша характеризує розчин, що виходить із свердловини і містить газоподібну фазу, а друга - розчин без газоподібної фази.
Умовна в'язкість (Т, сік) - величина, що визначається часом закінчення зі стандартної воронки 500 см 3 бурового розчину і характеризує рухливість бурового розчину.
Статична напруга зсуву (СНР, МДР / см 2) - величина, що визначається мінімальним дотичним напруженням зсуву, при якому починається руйнування структури бурового розчину в спокої. СНР характеризує міцність тиксотропної структури та інтенсивність зміцнення її в часі.
Фільтрація (Ф, см 3 / 30 хв) - величина, обумовлена обсягом дисперсного середовища, відфільтрованої за 30 хвилин при пропущенні бурового розчину через паперовий фільтр обмеженій площі.
Показник фільтрації побічно характеризує здатність бурового розчину відфільтровують через стінки стовбура свердловини.
Коефіцієнт тертя (Ктр) - величина, яка визначається відношенням сили тертя між двома металевими поверхнями в середовищі бурового розчину до додається навантаженні.
Коефіцієнт спінювання - це величина, яка визначається відношенням обсягу спіненого розчину до об'єму вихідного розчину.
Товщина фільтраційної кірки (К, мм) - фільтраційна кірка утворюється в результаті відфільтровування рідкої фази бурового розчину через пористу систему.
Концентрація водневих іонів, обумовлена величиною рН, характеризує лужність бурового розчину. Чим більше рН, тим лужність вище.
Матеріали для приготування бурових розчинів
Для приготування бурового розчину на водній основі необхідне матеріал, що створює дисперсну фазу. Цим матеріалом є глина. Існує багато різновидів глин. Хімічний склад різноманітний, але спільним є вміст окису кремнію (кремнезем) і окису алюмінію (глинозем), а також певна кількість води. Склад глини умовно записується: хА1 2 О 3. у Si О 2. z Н 2 О (водний алюмосилікат). Мінерали глинистих порід: монтморилоніт, гідрослюди, палигорскіт, каолініт.
Глинисті мінерали складаються з дрібних плоских кристаликів-пластинок, між якими проникають молекули води. Це і є процес розпускання глини.
Натрій і кальцій, що не входять до складу кристалічної решітки глинистих мінералів, містяться в поверхневому шарі частинок глини. Поверхня глинистої частки заряджена негативно, у той час як катіони натрію і кальцію утворюють «хмара» в деякому віддаленні від поверхні глини. Поява такого негативного заряду при розпусканні глини у воді є однією з причин стійкості глинистих суспензій. За назвою цих катіонів, що забезпечують захист частинок від злипання, глини називають натрієвими і кальцієвими.
Різниця у змісті колоїдних частинок зводиться до різниці у витраті глини на приготування розчину. Чим більше високодисперсна глина, тим менше її витрату. Для порівняння глин прийнята характеристика - вихід глинистого розчину. Вихід - це обсяг глинистого розчину в'язкістю 25-30 с, одержуваний з 1 т глинопорошків. Найбільший вихід глинистого розчину отримують з бентонітових глин. До солестойкость відносять палігорськитові глини.
Другим матеріалом для приготування бурових розчинів є органо-мінеральна сировина (ОМС). Це природний матеріал, що представляє собою донні мулисті органогенні відкладення водойм. На основі ОМС спочатку готується сапропелеві паста (вода + ОМС + Каус-тичні сода), потім розчин (шляхом розбавлення водою на буровій).
Хімічні реагенти для обробки бурових розчинів
1 Реагенти-стабілізатори
Реагенти-стабілізатори представляють собою складні високомолекулярні речовини, високогідрофільние, добре розчинні у воді з утворенням в'язких розчинів. Механізм дії полягає в адсорбції на поверхні колоїдних частинок і Гидрофилизация останніх.
Реагенти-стабілізатори 1-ої групи використовують як знижувач фільтрації, 2-ої групи - знижувач в'язкості (розріджувачі). Чим більше молекулярна маса, тим ефективніше реагент. Коли структура молекули представлена переплітаються ланцюжками, реагент знижувачів фільтрації, але в'язкість при цьому підвищується. Глобулярна форма молекули притаманна реагентів другої групи.
Крохмальний реагент отримують шляхом гідролізу в лужному середовищі. Він є знижувачів фільтрації соленасищенних бурових розчинів.
Крохмальний реагент «Фіто-РК» - модифікований водораство-рімий реагент.
Лігнопол - полімерний реагент, продукт термічної кополімеризації акрилового полімеру (полиакрилонитрила - ПАН) з лігносульфонату (ССБ). Застосовується як знижувач фільтрації прісних і соленасищенних бурових розчинів.
Сульфіт-спиртова барда (ССБ) є відходом при отриманні целюлози сульфатним способом. Ефективно знижує в'язкість і СНС соленасищенних бурових розчинів, стабілізованих крохмальним реагентом. Недолік - піноутворююча здатність.
2 Реагент, що зв'язує двовалентні катіони
Двовалентні катіони знаходяться в пластових водах і разбурівается породах і, вступаючи в буровий розчин, погіршують його якість. Джерелом Са + + є цемент (при розбурюванні цементного склянки після установки цементного мосту). Для зв'язування іонів кальцію застосовують вуглекислий натрій (кальциновану соду).
Са S О 4 + N а 2 CO 3 = СаСО 3 + N а 2 S О 4
Замість іонів Са + + в розчині утворюється нерозчинний вуглекислий кальцій.
3 Регулятори лужності
У міру збільшення лужності швидкість розпускання глини та ОМС спочатку зростає, а потім зменшується. Більшість застосовуваних реагентів-стабілізаторів мають рН 9-13. Суспензія глини має рН 7-8. Величина оптимальної лужності - 9-11.
Їдкий натр (гідрат окису натрію, каустична сода).
4 Мастильні добавки
В основі змащуючого дії, що зменшує тертя, лежить адсорбційний ефект. Дія реагенту як змащуючої добавки залежить від його здатності адсорбуватися на металі і чинити опір видавлювання при зближенні тертьових поверхонь деталей інструменту. Мастила застосовують для зниження тертя між бурильними трубами і фільтраційної кіркою при обертанні.
Мастила ЗГВ-205, АКС-303, СК, нафта та ін
5 Піногасники
Піногасники відносяться до ПАР. Складаються з двох компонентів - власне ПАР і носія, в якому ПАР розчинений. Носій-органічний розчинник, що володіє високою рухливістю. Основний принцип механізму піногасіння зводиться до того, що ПАР має високу адсорбційну здатність. Межею поділу фаз, на якій адсорбується піногасник, є поверхня бульбашки, що утворює піну, і поверхня колоїдної частинки. Піногасник витісняє реагент-піноутворювач.
Якщо піна знаходиться на поверхні, вона сама швидко руйнується, якщо вона всередині рідини, тільки найбільш великі бульбашки здатні спливти, долаючи міцність структури. Але при перемішуванні бульбашки зустрічаються в глибині і слабка поверхнева плівка, з якої ПАР витіснив піноутворювач, не може протистояти злиттю бульбашок. Вони збільшуються в розмірах, спливають і лопаються.
Спінений розчин володіє високими значеннями структурно-механічних характеристик. Погіршується робота насосів.
Піногасники: оксаль (Т-80), сивушне масло (застосовувалося раніше), АКС-20.
6 Обтяжувачі бурових розчинів
Основним засобом підвищення щільності є застосування обважнювачів - подрібнених в порошок важких мінералів. Однак при їх добавці збільшується вміст твердої фази, внаслідок чого рухливість системи зменшується, тобто зростає в'язкість.
Основна характеристика обважнювача - щільність: чим вона вища, тим менше його витрати, тим слабша його погіршується вплив на рухливість розчину.
Ступінь дисперсності обважнювача називається тонкістю помелу.
Обтяжувачі: крейда, доломіт, барит, гематит, магнетит.
Вибір типу бурового розчину для буріння свердловин
Наявність соленосних порід в геологічному розрізі родовищ Білорусі зумовило умовне підрозділ на частини: надсолевую, верхнесоленосную, межсолевую, ніжнесоленосную і подсолевую. У залежності від розкритої розрізу необхідно використовувати кілька типів бурового розчину. Вибір типу розчину є одним з основних елементів технології проводки свердловин. Він визначає номенклатуру реагентів і матеріалів для його створення і експлуатації.
Надсоль бурят прісним сапропелевих розчином (при потужності до 800 м), прісним глинистим, обробленим Лігнополом (від 800 до 2000 м) і прісним сапропелевих, обробленим Лігнополом (більше 2000 м).
Соленосні комплекси бурят трьома типами розчинів:
- Соленасищенним глинистим, обробленим крохмальним реагентом «Фіто-РК»;
-Соленасищенним сапропелевих, обробленим крохмальним реагентом «Фіто-РК»;
- Соленасищенним глинистим, обробленим Лігнополом.
Межсолевие і подсолевие відкладення, які є продуктивними, бурят в основному прісним сапропелевих розчином (в разі перекриття соленосних відкладень колоною) і соленасищенним, який використовувався при бурінні основного стовбура, якщо соленосні відкладення не перекривалися колоною.
Бурові розчини для розкриття продуктивних відкладів не вимагають обробки хімічними реагентами.
Частина 2 Тампонажний розчини (ТР)
Для вилучення нафти треба створити довговічний стійкий канал, який з'єднує продуктивний горизонт з резервуарами. Для транспортування нафти або газу треба роз'єднати пласти гірських порід і закріпити стінки свердловини.
При кріпленні свердловин застосовуються металеві труби, які, свінчівая в колону, спускають у пробурену свердловину на певну глибину. Ці труби і колона називаються обсадними.
З метою роз'єднання пластів у обсадних колон закачують цементний розчин, який витісняє знаходиться в ній буровий розчин, і продавлюють в затрубний простір на розрахункову висоту. Процес транспортування (закачування) цементного розчину в затрубний простір називається процесом цементування свердловини.
Тампонажні розчини - це комбінації спецматеріалів або продукції, яку використовують для тампонування. Тампонажні суміші з плином часу можуть тверднути з утворенням тампонажного каменю або загусати, упрочняться, залишаючись в'язанням або в'язко-пластичної системою.
По виду тампонування ділять на:
- Технологічне, що виконується в процесі спорудження свердловини;
- Ліквідаційної, що проводиться для ліквідації свердловини після виконання цільового призначення.
Функції тампонажного розчину і каменю обумовлені метою тампонування і залежно від цього до вихідного тампонажного розчину пред'являються різні вимоги.
Вимоги до тампонажного розчину
1 Технічного характеру:
- Хороша текучість;
- Здатність проникати в будь пори і мікротріщини;
- Відсутність седиментації;
- Хороша сцепляемость з обсадними трубами і гірськими породами;
- Сприйнятливість до обробки з метою регулювання властивостей;
- Відсутність взаємодії з тампоніруемимі породами і пластовими водами;
- Стійкість до розмиває дії підземних вод;
- Стабільність при підвищених температурі і тиску;
- Відсутність усадки з утворенням тріщин при твердінні.
2 Технологічного характеру:
- Хороша прокачиваемость буровими насосами;
- Невеликі опору при русі;
- Мала чутливість до перемішування;
- Можливість комбінування з іншим розчином;
- Хороша змивання з технологічного обладнання;
- Легка разбуріваемость каменю.
3 Економічної характеру:
- Сировина повинна бути недефіцитних і недорогим;
- Не впливати негативно на навколишнє середовище.
Класифікація тампонажних розчинів
У залежності від в'язкої основи ТР діляться:
- Розчини на основі органічних речовин (синтетичні смоли).
Рідка основа ТР - вода, рідше - вуглеводнева рідина.
У залежності від температури випробування застосовують:
- Цемент для «холодних» свердловин з температурою випробування 22 о С;
- Цемент для «гарячих» свердловин з температурою випробування - 75 о С.
За щільністю ТР ділять на:
- Легкі - до 1,3 г / см 3
- Полегшені - 1,3 - 1,75 г / см 3;
- Нормальні - 1,75 -1,95 г / см 3;
- Обтяжені - 1,95 -2,20 г / см 3;
- Важкі - більше 20,20 г / см 3.
По термінах схоплювання ділять на:
- Швидко схоплюються - до 40 хв;
- Прискорено тужавіючі - 40 хв-1 год 20 хв;
- Нормально тужавіючі - 1 год 20хв - 2 год;
- Повільно схоплюються - більше 2 год.
Основні технологічні параметри ТР
Цементним тестом називається суміш цементу з водою. Цемент перед випробуванням проходять крізь сито 80 мкм.
Водо-цементне відношення - В / Ц - відношення об'єму води до ваги цементу.
Тісто готується вручну в сферичній чаші протягом 3 хвилин або на спеціальних мішалках 5 хвилин.
Розтічність, см - визначає текучість (рухливість) цементного розчину.
Щільність, г / см 3 - відношення маси цементного розчину до його обсягу.
Фільтрація або водовіддача, см 3 за 30хв - величина, обумовлена обсягом рідини замішування, відфільтрованої за 30 хвилин при пропущенні цементного розчину через паперовий фільтр обмеженій площі під тиском 1 атм.
Седиментаційна стійкість цементного розчину - визначається водоотделение, тобто максимальною кількістю води, здатним виділитися з цементного розчину в результаті процесу седиментації.
Час загусання (час - мін, початок-кінець) - час втрати текучості.
Терміни схоплювання (час - мін, початок-кінець) - визначать час переходу цементного розчину в твердий стан цементного каменю.
Вимоги до тампонажном каменю
Достатня механічна міцність.
Непроникність для бурового розчину, пластових вод і газу.
Стійкість до корозійного впливу пластових вод.
Температурна стійкість.
Збереження об'єму при твердінні та зміцненні.
Мінімальна екзотермії.
Рівень вимог до параметрів залежить від мети тампонування.
Вимірювані характеристики тампонажного каменю:
- Міцність на вигин і стиск;
- Проникність;
- Корозійні властивості;
- Об'ємні зміни при твердінні.
Матеріали для приготування тампонажних розчинів
на неорганічної основі: в'яжучі-цементи, гіпс, вапно;
на органічній основі: синтетичні смоли, бітуми, латекси;
рідини замішування: прісна вода, мінералізована вода, вуглеводневі рідини;
добавки, що регулюють щільність розчинів, надання їм закупорюють властивостей (наповнювачі), зниження вартості;
матеріали для регулювання термінів схоплювання і реологічних характеристик (реагенти).
Обтяжувачі для тампонажних розчинів
Попередження ускладнень при цементуванні досягається регулюванням протитиску на пласти, що може бути забезпечено застосуванням тампонажних розчинів із збільшеною щільністю. Для цього необхідно підвищувати щільність дисперсійного середовища або твердої фази. Поширений другий спосіб, при якому обваження досягається:
введенням обважнювачів;
спільним помелом клінкеру і утяжеляющих добавок;
збільшенням окису заліза в портландцементі.
Реагенти для регулювання властивостей тампонажних розчинів
Прискорювачі термінів схоплювання: це в основному електроліти і такі в'яжучі, як гіпс і глиноземистий цемент. Найпоширеніший - хлористий кальцій. Хлористий калій, силікат натрію, хлорид натрію, кальцинована сода та ін
Сповільнювачі термінів схоплювання: використовують у розчинах для цементування глибоких і високотемпературних свердловин. Застосовують електроліти та органічні речовини. Більшість сповільнювачів - це гідрофобізуючі поверхнево-активні речовини. Лігносульфонати різних типів: ССБ, КССБ, окзіл, ФХЛС та ін; борна кислота, виннокаменная кислота і т.д.
Пластифікатори - застосовують для підвищення плинності розчинів. ССБ, ГКЖ, ПЛС, З-4 та ін
Знижувач фільтрації (водовіддачі) - є стабілізаторами дисперсних систем і тому знижують фільтрацію. Бентонітова глина, ПАА, декстрин, КМЦ, ПВТ-ТР та ін
Піногасники - НЧК, АКС-20ПГ та ін
Література
Жуховіцкій С.Ю. Промивні рідини в бурінні - М.: Надра, 1976.
Городнов В.Д. Бурові розчини. - М.: Надра, 1985.
Булатов А.І., Данюшевскій В.С. Тампонажні матеріали. - М.: Надра, 1987.
Башлик С.М. та ін Лабораторний практикум з основ гідравліки та промивання рідин. - М.: Надра, 1982.