Применение расширяющихся тампонажных материалов для ремонтно-изоляционных работ на месторождениях ПАО «Газпром Нефть»

Применение расширяющихся тампонажных материалов для ремонтно-изоляционных работ на месторождениях ПАО «Газпром Нефть»

Причинами обводнения скважинной продукции при эксплуатации нефтяных скважин становятся негерметичность эксплуатационной колонны (НЭК), заколонная циркуляция (ЗКЦ), прорыв нагнетаемой воды по наиболее проницаемым пропласткам При этом проведение работ (РИР) часто осложняется различными факторами, такими как большой интервал изоляции (при отключении пластов и интервалов негерметичности), отсутствие количественной и качественной оценки доли поступления водопритока из нецелевого интервала, наличие неоднородного цементного камня за эксплуатационной колонной, высокие перепады давления, а также сложная инклинометрия скважины. Все эти факторы влияют на выбор водоизоляционного состава для проведения ремонтных работ.

В предлагаемой Вашему вниманию статье представлен опыт применения расширяющегося тампонажного материала (РТМ) при проведении РИР в осложненных условиях.

На сегодняшний день существует большое количество составов для РИР. Эффективность каждого состава зависит от пластовых температур, давлений и приемистости интервала изоляции.

Основной объем работ по устранению заколонных перетоков выполняется с применением тампонажных портландцементов, отверждение которых в результате химической реакции минералов с водой сопровождается эффектом контракции, то есть уменьшения абсолютного объема продуктов реакции по сравнению с объемом исходных веществ.

Также при проведении РИР используются различные растворы на основе микроцементов, гелеобразующие и вязкоупругие составы, смолы

С целью повышения качества РИР рабочая группа экспертов Центра «Газпром нефть», проведя предварительное исследование литературы по данному вопросу, приняла решение об испытании расширяющегося тампонажного материала (РТМ) и проведении работ (ОПР) на активах П и СП «Салым Петролеум Девелопмент Н.В.».

РАСШИРЯЮЩИЙСЯ ТАМПОНАЖНЫЙ МАТЕРИАЛ (РТМ)

Расширяющийся тампонажный материал — это смесь стандартного портландцемента с расширяющей добавкой, а также различными химическими и минералогическими добавками. В отличие от стандартного цементного раствора РТМ не дает усадки.

Есть два основных способа получения РТМ. При первом способе внутри образующейся структуры цементного камня возникает химическое соединение больше исходного, что приводит к «раздвижению» кристаллов твердеющего цемента и, соответственно, к увеличению его объема. Получение РТМ по первому способу осуществляется путем ввода в тампонажный состав различных добавок: хроматного шлама, каустического магнезита, раствора бишофита, хлористого натрия и хлористого кальция, смеси гипса и глиноземистого цемента, сульфата натрия, высококальциевых зол, оксида алюминия, пилиоксихлорида алюминия, негашеной извести, а также смеси оксида и феррита кальция [1].

Второй способ заключается в увеличении объема тампонажного цемента за счет газообразования. В тампонажном составе в результате химической реакции выделяется газ, пузырьки которого равномерно распределяются по объему цементного раствора, вследствие чего увеличивается общий объем тампонажного состава [2].

Для ОПР было принято решение о применении в качестве расширяющей добавки гидроксида кальция Ca(OH)2, или гашеной извести, исходным сырьем для которого служит , образующаяся в результате сжигания твердого топлива на ТЭЦ. По химическому, гранулометрическому и составам во многом идентична природному минеральному сырью, представляющему собой тонкодисперсный материал из частиц размером 3–315 мкм.

Тампонажный материал с добавлением гидроксида кальция после гидратации и размещения в запланированном интервале в заколонном пространстве скважины расширяется в процессе образования структуры цементного камня.

МЕХАНИЗМ РАСШИРЕНИЯ

Твердеющая цементная суспензия представляет собой смесь водной фазы и зерен исходного цемента, а также кристаллов новообразований, формирующих пространственный кристаллический каркас. При добавлении в цемент извести (СаО) происходит ее реакция с водой с образованием кристаллов гидроксида кальция Са(ОН)₂ (портландита) призматической вытянутой формы. Последние обладают свойством достаточно быстро увеличиваться в объеме, удлиняясь.

Растущие кристаллы раздвигают другие элементы образующейся структуры, приводя к изменению внешних размеров системы. Поскольку кристаллы Са(ОН)2 (портландит) расположены хаотично, то и свободное расширение системы, не ограниченное внешними факторами, происходит равномерно разнонаправленно. При этом несколько возрастает общая пористость системы.

Постепенно прочность пространственного каркаса увеличивается, в нем начинают возникать напряжения, создающие в скважинных условиях кристаллизационное давление цементного камня на ограничивающую поверхность. Возникает механическое давление твердеющего цементного камня на обсадную колонну и стенки скважины.

После набора структурой определенной прочности, а также вследствие значительного снижения скорости реакции гидратации СаО, расширение прекращается. Величина механического давления расширения на ограничивающую поверхность в зависимости от степени обжига извести составляет от 0,6 до 0,8 МПа. Эти данные хорошо согласуются с данными по прочности цементного камня в момент, когда расширение прекращается.

Наглядно процесс расширения стандартного портландцемента можно увидеть на микрофотографиях, предоставленных специалистами Группы Компаний «Сервис Крепления Скважин» (рис. 1, 2).

На рис. 1 представлена поровая структура на основе ПЦТ в возрасте 48 часов, на рис. 2 — процесс расширения: вытянутые кристаллы Са(ОН)₂ «раздвигают» кристаллы цементного камня (10 ч твердения). На рис. 3 показана микроструктура цементного камня РТМ в возрасте 48 часов. Отчетливо видны крупные кристаллы портландита, заполнившие поровое пространство цементного камня.

УСЛОВИЯ И РЕЗУЛЬТАТЫ ОПР

В период с октября 2016 по январь 2017 года на скважинах добывающего фонда филиала проводились ОПР с подтверждением наличия ЗКЦ по результатам геофизических исследований скважин (ГИС). Всего были выполнены пять . По данным ГИС после проведения РИР было подтверждено отсутствие ЗКЦ на всех пяти скважинах.

Работы проводились в скважинах с умеренными температурами (51–100°С), с линейным расширением тампонажного состава от 8 до 13%. Был подобран состав РТМ с оптимальными реологическими параметрами и положительными показателями, простой в приготовлении в полевых условиях в процессе затворения.

ОПР НА СКВАЖИНЕ СУТОРМИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

В скважине Суторминского месторождения с перфорацией пласта БС7 в интервалах 2512–2516 и 2524–2528 м по результатам исследований (ПГИ, азотирование) отмечалось поступление воды через верхние перфорационные отверстия с перетоком с глубины 2457,6 м. Мощность непроницаемых интервалов сверху между верхними водоносным пластом и кровлей пласта БС7 составляет 10 м. Гидроразрыв пласта (ГРП) в скважине не проводился.

Цель РИР — ликвидация заколонного перетока сверху (рис. 4).

Подготовка скважины к проведению РИР осуществлялась по следующему алгоритму:

• спуск и райбирование эксплуатационной колонны (ЭК) в интервале 2400–2470 м под посадку пакера;
• отсыпка интервала перфорации до глубины 2513 м;
• опрессовка ЭК;
• перфорация спецотверстий (СО) в интервале 2512–2513 м;
• определение приемистости СО закачкой по ЭК;
• спуск и посадка технологического пакера на глубине 2442 м.

Основные свойства тампонажного раствора приведены в таблице 1.

ПГИ (азотирование) после проведения работ показали отсутствие ЗКЦ. После завершения ремонта скважина была запущена с дебитом нефти 8,1 т/сут и жидкости — 32,0 м³/сут. Дополнительная добыча нефти с момента проведения составила 3,5 тыс. т при продолжительности эффекта 458 суток.

ОПР НА СКВАЖИНЕ ВЕРХНЕСАЛЫМСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Далее ОПР были произведены на скважине Верхнесалымского месторождения с большим зенитным углом. По результатам трассерных исследований был выявлен заколонный переток вверх до глубины 3508 м и вниз до глубины 3696 м.

В связи с тем, что пласт AС11.2 перфорирован в интервалах 3608–3622 и 3627–3637 м (общая протяженность интервала перфорации составляет 24 метра) возникла необходимость в ликвидации заколонного перетока сверху и снизу.

Мощность непроницаемых интервалов сверху между верхним водоносным пластом и кровлей пласта AС11.2 составляет 16 м. Мощность непроницаемых интервалов снизу между нижним водоносным пластом и подошвой пласта AС11.2 — 5 м. ГРП на скважине не проводился (рис. 5).

Соответственно результатам ГИС работы были выполнены в два этапа по следующему алгоритму:

• спуск и райбирование ЭК в интервале предполагаемых работ;
• перфорация СО в интервале 3661–3662 м;
• посадка на глубине 3657 м;
• выполнение первого этапа РИР (ликвидация нижнего перетока);
• ожидание затвердевания цемента, отбивка забоя; • установка на глубине 3598 м;
• перфорация СО в интервале 3587–3588 м;
• посадка на глубине 3550 м;
• выполнение второго этапа РИР (ликвидация верхнего перетока);
• ожидание затвердевания цемента;
• нормализация забоя путем разбуривания цементного стакана и до глубины 3643 м;
• опрессовка интервала изоляции на давление опрессовки колонны;
• реперфорация существующих интервалов;
• трассерные исследования.

Впоследствии на скважине выполнены работы по закачке РТМ по рецептуре . Цель работ — устранение заколонного перетока снизу через интервал СО. Всего было приготовлено и закачано 2,0 м³ раствора при конечном давлении 80 атм. Основные свойства цементного раствора представлены в таблице 2. График закачки представлен на рис. 6.

Далее проводились работы по закачке РТМ по рецептуре с целью устранения заколонного перетока сверху. Всего было приготовлено и закачано 2,5 м³ раствора при конечном давлении 130 атм. График закачки представлен на рисунке 7.

Результаты ГИС и опрессовки интервала подтвердили ликвидацию ЗКЦ.

После завершения ремонта скважина была запущена с дебитом нефти 44,8 т/сут и жидкости — 60 м³/сут.

На текущий момент эффект продолжается, заметного изменения основных параметров не выявлено.

ВЫВОДЫ

По результатам ОПР технология с применением РТМ для ликвидации заколонных перетоков признана успешной. При этом рекомендуется РТМ с линейным коэффициентом расширения от 8 до 13,5%. Процесс расширения состава не должен продолжаться после завершения загустевания.

На скважинах с заколонными перетоками в обоих направлениях рекомендуется проведение работ в два этапа.

Применение расширяющегося тампонажного материала на основе гидроксида кальция показало высокую эффективность на стадии ОПР, успешно проведенных на месторождениях П и СП «Салым Петролеум Девелопмент Н.В.».

Список сокращений для таблиц

ВСО — водосмесевое соотношение; Температура ст температура статическая; Температура дн температура динамическая;
Вс — единица измерения Бердена — измерение консистенции цементного раствора при определении на под давлением;
ДНС — динамическое напряжение сдвига;
СНС — статистическое напряжение сдвига;
ПВ — пластическая вязкость.

Этот тип продукции является специфическим и имеет особые свойства. Предлагаем подобрать и выгодно купить буровой раствор: (Переделать, что у нас именно добавка)

Для эффективного бурения, промывки и усиления скважин при добыче нефти и газа;

Для обустройства, ремонта и эксплуатации скважин на воду для бытового и технического использования;

Организациям, которые осуществляют бурение скважин и шурфов для инженерных изысканий или с целью геологоразведки;

Для строительных компаний, которые самостоятельно проводят изыскания и внедряют технологии забивки свай.

Тампонирование нефтяных скважин

Первая в мире нефтяная скважина появилась в Российской империи в 1846 году. Теперь район, где она была пробурена, находится на территории Азербайджана. Скважина была геологоразведочной. А вот первую нефть из промышленной скважины получили американцы.

Это произошло, по разным данным, то ли в 1857, то ли в 1859 году.

Первые полвека своего существования нефтедобывающая промышленность обходилась без тампонирования скважин. Но примерно в 1907-1908 годах произошла первая удачная попытка уплотнения обсадной колонны цементным раствором с целью защиты нефтяных слоёв от проникновения воды.

Фото: vsic.ru

Тампонажный цемент

На заре промышленной нефтедобычи для задач тампонирования применяли самый обыкновенный портландцемент — точно такой же, как и для строительства. Однако по мере развития нефтедобывающей отрасли требования к тампонажным материалам стали более строгими.

Первые нефтяные скважины были неглубокими, а производимый в те времена цемент имел относительно грубый помол, примерно 1200–1300 см2/г.

Уже тогда проявились первые недостатки этого материала для тампонирования скважин. Дело в том, что на малых глубинах в условиях небольших давлений и температур цементный раствор слишком медленно схватывался. Это приводило к задержке пуска скважины в эксплуатацию, так как приходилось долго ждать затвердевания цемента, чтобы он стал достаточно прочным.

Тогда нефтедобывающие компании потребовали от производителей портландцемента, чтобы для них делали более мелкий помол этого материала. Нефтяники были готовы платить больше за дополнительный помол, чтобы получать для своих нужд цемент надлежащего качества, обладающий улучшенными техническими характеристиками.

Со временем и такие свойства перестали удовлетворять требованиям нефтедобывающих компаний. Скважины стали бурить на большую глубину, где давление и температура значительно выше, чем в неглубоких скважинах. В этих условиях быстросхватывающийся портландцемент не подойдёт, ведь он застывает ещё до того, как достигнет нужной глубины.

Из-за этого пришлось снова вернуться к цементам грубого помола. Более того, в состав стали вводить добавки, замедляющие его застывание. Первой стали использовать замедлители американцы. При помоле цемента добавляли гипс, а во время тампонирования — смесь борной кислоты и гуммиарабика. Позже для нужд нефтяников стали использовать и другие виды замедлителей. На данный момент максимальная глубина, на которой целесообразно использование цементов замедленного схватывания, составляет 4,8 километра.

Чаще всего тампонажные цементные растворы заливают между стенками скважины и обсадной трубой. Эта мера:

• препятствует попаданию воды в нефтеносный слой;
• предотвращает выбросы нефти и газа;
• защищает материал обсадки от агрессивного воздействия внешней среды;
• укрепляет обсадную трубу, снижая нагрузку на неё;
• позволяет заполнять трещины, поры и каверны в породе.

Кроме этого, тампонажный раствор можно заливать в скважину для уменьшения её глубины или для консервации. С его помощью можно также ликвидировать дефекты обсадной трубы.

Как происходит тампонирование скважин

Выбор тампонирующего раствора зависит от типа породы и других факторов. Например, если проникающий слой находится на небольшой глубине, не более полукилометра, состав для тампонирования проталкивают до нужной отметки с помощью бурового раствора. Если в породе есть крупные трещины, применяют вязкопластичный тампонажный состав. Он может включать в себя цемент, полимерные компоненты, составы на глины.

В цемент могут добавлять материалы, способствующие быстрому схватыванию, к примеру, хлористый кальций. Для изолирования пористых поверхностей применяют смолы, а для поглощающих карстовых полостей — глинолатексные составы. Использование смол для поверхностей, покрытых мелкими порами, очень эффективно, так как этот материал обладает большей проникающей способностью, чем цементные растворы.

Обычно закачивают тампонирующий состав через бурильную колонну на высоту участка, который следует изолировать. Тампонирование можно выполнять от забоя скважины или сверху. В последнем варианте его производят в один или несколько этапов.

Хотя одноэтапное заполнение делать проще, в некоторых случаях применение этого метода невозможно. Например, для такого способа нужно, чтобы расположение трещин было относительно равномерным. Многоэтапное тампонирование может проходить как с более глубоких горизонтов вверх, так и наоборот.

Если диаметр скважины невелик, зачастую используют пакер, с помощью которого производят изоляцию отдельных пластов.

Существует также циркуляционный метод. Он заключается в закачке избыточного количества тампонирующего раствора. Лишний материал по межтрубному пространству поднимается вверх. Хотя эта методика считается технически сложной, при её использовании не происходит закупорки трещин и других полостей.

Самые распространённые способы тампонирования нефтяных скважин

Рассмотрим подробнее наиболее распространённые способы тампонирования нефтяных скважин.

Для устранения негерметичности обсадной колонны и пространства за ней через фильтр скважины или дефект в колонне происходит закачка тампонажного раствора. Это самый распространённый вариант тампонирования скважин. Он может производиться тремя способами: с разбуриванием стакана; с вымыванием излишков; комбинированным методом.

В первом случае насосно-компрессорные трубы (НКТ) опускают в скважину таким образом, чтобы они оказались на 5–10 метров выше верхней границы отверстий фильтра или дефекта обсадной колонны. В них закачивают тампонажный раствор. Его излишки вымываются, а получившийся после его застывания в скважине стакан разбуривают.

Фото: belorusneft.by

Разбуривание затвердевшего цемента в колонне не всегда целесообразно. Чтобы обойтись без этого, производят вымывание тампонажного раствора, используя при этом противодавление на пласт. Очень важно, чтобы процесс закончился до того, как раствор затвердеет. Чаще всего данный метод используется, когда для тампонирования применяют нефтецементные растворы.

В некоторых случаях оба этих метода применяются в комплексе.
Этот способ называют комбинированным.

Ликвидационное тампонирование

Тампонирование производят не только для устранения дефектов поверхности и обсадной колонны, но и для ликвидации скважин. Это происходит в двух случаях. Скважина может быть пробурена для временных целей. Например, она является поисковой или разведочной. Кроме того, бывает, что эксплуатацию скважины прекращают. В этом случае её консервируют во избежание загрязнения с поверхности водоносных и нефтеносных горизонтов.

Чаще всего геологоразведочные скважины заполняют тампонажными составами после прекращения их использования.

Обычно для этого используют цементные мосты. При подборе состава тампонажных смесей в первую очередь учитывают степень агрессивности компонентов, входящих в состав подземных вод. Для тампонирования используют цемент, песок, глину, отходы бурения, ускорители застывания, различные добавки и другие компоненты.

Для агрессивных магнезиальных вод, температура которых не превышает 100 градусов по Цельсию, используют шлакопортландцемент.

Если температура подземных вод, имеющих нейтральный состав, превышает 100 градусов, то тампонирование производят портландцементом с добавлением кварцевого песка, который играет роль активной добавки.

Тампонирование нефтяной скважины, где присутствует сероводородная агрессивная среда, а температура достигает 250 градусов, проходит с использованием шлакопесчаного цемента.

Если подземные воды содержат агрессивные сульфатные компоненты, то используют портландцемент, обладающий повышенной сульфатостойкостью. Кроме того, в него добавляется ускоритель схватывания.

Если в скважине присутствуют соленосные отложения, её тампонируют цементом, основой которого является каустический магнезитовый порошок.

При консервации скважины, пробуренной на небольшую глубину и не имеющей значительного водопритока, используют просушенные шарики из глины с добавлением песка.

Один из самых сложных случаев — скважина с большим водопритоком, самоизливающийся поток которой может достигать полутораметровой высоты. Для её ликвидационного тампонирования потребуется целый комплекс мер, куда входит установка цементных мостов с гидроизолирующей перемычкой из глинистых шариков, а также применение различных наполнителей.

Правильный выбор тампонирующих составов и технологии проведения работ позволяют надёжно законсервировать скважину и избежать загрязнений подземных горизонтов.

Расчеты, необходимые при цементировании скважин

После того, как проведена полная идентификация пробуренной скважины, приступают к соответствующим расчетам, в ходе которых получают следующие необходимые для цементирования данные:

Вычисления можно проводить как в ручном режиме, так и с помощью автоматических средств, с применением необходимого программного обеспечения.

Для успешного расчета нужны перечисленные ниже входящие данные:

• диаметр цементируемой скважины;
• необходимое значение плотности цементного раствора;
• высоту кольца уплотнения;
• объем стакана и так далее.

После проведения автоматизированного расчета программа выдает результат в виде таблицы, в которую включены все необходимые данные. Если в такой таблице заменить некоторые исходные значения, то перерасчет проводится автоматически и результат будет иным.

В настоящее время расчет ручным способом применяется редко, однако эта методика до сих пор имеет право на свое существование. Входящие данные при ручном расчете ничем не отличаются от автоматизированного.

На примере одноступенчатой тампонажной технологии рассмотрим последовательность вычислений. Она выглядит таким образом:

• начинают расчет с вычисления высоты столба буферной жидкости с учетом предварительно определенного коэффициента аномальности;
• затем проводят расчет высоты столба цементирующего раствора, находящегося за пределами эксплуатационной колонны;
• определяется необходимый объема такого раствора;
• рассчитывается вес сухой цементной части;
• вычисляется необходимое количества воды или иной разбавляющей жидкости;
• вычисляется максимальное значение давления, которое будет на упорном кольце.

На заключительном этапе расчета определяется требуемая подача цемента соответствующими агрегатами, а также количество цементирующих приборов. Также в процессе расчета определяется количество цементосмесителей, необходимых для обеспечения требуемого объема цементирующего раствора.

Читать также: Сколько литров нефтепродуктов содержится в барелле нефти?

В заключении подведем итоги.

Итак, цементирование скважин, вне зависимости от используемой технологии, преследует одну цель – полностью вытеснить из скважины буровой раствор. Это обеспечивается заливкой тампонажной смеси, которая затем поднимается на требуемую высоту.

Разумеется, качество решения это непростой инженерной задачи находится в прямой зависимости от соблюдения правильной последовательности и всех правил проведения необходимых технологических операций, а также от корректности проведенных расчетов и квалификации персонала. Рабочие и инженеры, непосредственно проводящие цементирование, должны целиком и полностью соблюсти все требования, предъявляемые к проведению этих работ.

Кроме того, важную роль в этом процессе играет качество применяемых для приготовления цементной смеси материалов, а также исправность и эффективность применяемого оборудования. Соблюдение всех перечисленных требований позволяет провести эти работы качественно, что дает возможность существенно продлить срок эксплуатации глубинных конструкций скважины.

YouTube responded with an error: The request cannot be completed because you have exceeded your <a href="/youtube/v3/getting-started#quota">quota</a>.

Для чего применяется оборудование

Бурение скважин — высокотехнологичный процесс, который невозможен без специального оборудование. «УПТР» предназначена для приготовление буровых растворов и позволяет повысить эффективность разработки месторождений нефти, предотвратить аварийные ситуации.

Если во время бурения задеты слабые пласты, промывочная жидкость поступает из скважины в грунт. «УПТР» осуществляет подачу бурового раствора в пласт для укрепления породы и герметизации пространства между обсадными трубами и грунтом. Раствор заполняет пустоты и застывает, что снижает проницаемость породы.

Установка оснащена системой контроля цементирования, которая позволяет следить за процессом тампонажа. Все данные можно перенести на ПК и сохранить.

Продукты для цементирования

Мы предлагаем широкий ассортимент специальных химических продуктов, предназначенных для поддержки и повышения эффективности процесса цементирования скважин.

Современные дисперсанты для цементирования скважин производства BASF улучшают реологию цементной суспензии таким образом, что эффективность длительной закачки повышается, и в то же время возможно образование цементных растворов с пониженным содержанием воды. Понизители водоотдачи, устойчивые к высоким температурам и воздействию концентрированных солевых растворов, обеспечивают надёжную работу по цементированию скважин в сложных условиях. Замедлители схватывания BASF могут синергетически использоваться в сочетании с нашими высокоэффективными дисперсантами, обеспечивая возможность проведения срочных работ по цементированию скважин при высоких температурах. Газоблокирующие добавки предотвращают просачивание газа через цемент в процессе отвердения и обеспечивают надёжность работ по цементированию. Ассортимент продуктов BASF дополняется пеногасителями с прекрасными показателями контроля пенообразования.

О цементировании нефтяных скважин

Когда участок нефтяной или газовой скважины пробурен, для укрепления скважины устанавливаются металлические трубы, называемые обсадными, которые затем цементируются. Кроме того, слой цемента разделяет различные геологические пласты, что является необходимым для предотвращения обмена газов или жидкостей между различными зонами. В отличие от условий обычного строительства, при цементировании нефтяных скважин наблюдаются дополнительные трудности. Перед установкой цементный раствор закачивается вниз через обсадную трубу к забою скважины под воздействием высокой температуры и давления для вытеснения его наверх через пространство между обсадной трубой и стенкой пласта.

Улучшите эксплуатационные характеристики вашего цемента с помощью самых современных добавок производства BASF.

Как решения для нефтепромысловой химии BASF могут улучшить эксплуатацию

Ассортимент продуктов Liquiment® включает сверхсовременный дисперсант цементного раствора с широким диапазоном применения на нефтяных месторождениях. Одновременно с понижением вязкости раствора, значительно улучшены реологические показатели для длительной закачки. Кроме того, возможно изготовление цементных растворов с пониженным содержанием воды относительно цемента, что приводит к высокой устойчивости затвердевшего цемента к сжимающим нагрузкам.

Полимерные понизители водоотдачи снижают степень просачивания воды из раствора в пласт, что в противном случае могло бы привести к нежелательным эффектам, таким как высокая вязкость. Линейка продуктов Polytrol® FL включает химикаты для различных условий и с разными требуемыми характеристиками, такими как высокая термостабильность и устойчивость к действию солей вплоть до насыщения.

Другие химические продукты, также контролирующие водоотдачу, представлены стирол-бутадиеновыми латексами Basoblock™, а также выбранным полиэтиленамином Parags®. Эти продукты, как известно, обеспечивают контроль миграции газа и, в случае Basoblock™, повышают упругость цемента.

Продукты Basopur™ DF 5 и DF 9010 F обеспечивают превосходную контроль пенообразования. Эти продукты хорошо зарекомендовали себя как пеногасители для множества работ на нефтяных месторождениях, таких как бурение, цементирование и производственные операции. Кроме того, для завершения обзора ассортимента, следует упомянуть полностью синтетические замедлители схватывания цемента CEMR-10 и CEMR-80, предназначенные для скважин с высокой температурой, где время имеет решающее значение. Данные продукты хорошо взаимодействуют с другими добавками.

Диспергаторы цемента

Диспергаторы цемента прикрепляются к цементной фазе и уменьшают «внутреннее трение» системы, приводя к снижению вязкости раствора.

Вам наверное нравятся

Стандартный API 7″ масла цемента сверления отверстия

Технические характеристики
Фиксация заглушки
1. Размеры 4″ на 20″.
2. давление: 3, 500 фунтов до 8, 000 фунтов.
3. Стандартные величины разрывного давления: 300 фунтов
4. Высокая температура и давление высокое сопротивление.

Мы гордимся тем, что на заводе регулярной категория 1 поставщика для нефтепереработкой! Поэтому вы можете быть уверены в нашей стабильного качества. Мы специализируемся в различных цементирования заглушки, как стандартного типа и индивидуального типа, более того, массовое производство линии позволяют нам питания вы можете цементирования пробки с наименьшим расходов.

Преимущества:
В закреплении пробки выпуска в компании включают в себя верхней пробки и нижней части пробки.
Эти свечи предпускового подогрева обеспечивают следующие преимущества:

В конструкции устройства вращения позволяет свечей предпускового подогрева, высверлите быстро;
Специальные материалы предназначены для удобного просверлите с PDC биты;
Высоких температур и высокого давления
Утвержденные сертификации API

Введение
В закреплении заглушки manufactuered в нашей компании включают в себя верхнюю и нижнюю часть отверстия
1, Верхняя и Нижняя фиксация pulg
2, традиционных и вращающиеся типа
3, высокое сопротивление высокого давления и температуры

Описание:
Резиновая пробка используется для разделения по производству цемента навозной жижи из других жидкостей, уменьшение загрязнения и сохранения predicatble навозной жижи. Два типа цементирования разъем обычно используются на цементирования. В нижней части отверстия запускается перед цементной суспензии для минимизации попадания жидкости внутрь корпуса до вклеивания. Диафрагма в вилке органа reptures, с тем чтобы навозная жижа цемента будут проходить через после подсоединения разъема достигает посадку втулки.